RU2541980C1 - Completion method for well with horizontal shaft - Google Patents
Completion method for well with horizontal shaft Download PDFInfo
- Publication number
- RU2541980C1 RU2541980C1 RU2014120493/03A RU2014120493A RU2541980C1 RU 2541980 C1 RU2541980 C1 RU 2541980C1 RU 2014120493/03 A RU2014120493/03 A RU 2014120493/03A RU 2014120493 A RU2014120493 A RU 2014120493A RU 2541980 C1 RU2541980 C1 RU 2541980C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- string
- drilling
- horizontal
- casing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при заканчивании скважины с горизонтальным стволом.The invention relates to the oil industry and may find application in completing a horizontal wellbore.
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 стоп-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 stop 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 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 скважины с горизонтальным стволом, включающем бурение скважины с горизонтальным стволом, спуск эксплуатационной колонны в горизонтальную часть скважины со стоп-кольцом конце до упора в забой, закачку цементного раствора в затрубное пространство, проведение технологической выдержки на ожидание затвердения цемента, разбуривание стоп-кольца, бурение горизонтального ствола малого диаметра из обсадной колонны и освоение скважины, согласно изобретению бурение горизонтального ствола малого диаметра из обсадной колонны 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, одновременно 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 диаметра и перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны с частичным перекрытием конца эксплуатационной колонны, оставляют фильтрованную колонну в интервале продуктивного пласта скважины.The problem is solved in that in the method of completing a well with a horizontal wellbore, including drilling a well with a horizontal wellbore, lowering the production string into the horizontal part of the well with a stop ring end to stop in the bottom, pumping cement into the annulus, holding a technological exposure to wait for hardening cement, drilling a stop ring, drilling a horizontal small borehole from a casing and developing a well, according to the invention, drilling a horizontal small bore Diameter of the casing produced with the use of flushing fluid density of from 1.20 to 1.25 g / cm 3, the washing liquid is pumped at a rate of 18-21 l / s at a pressure of 8-10 MPa wellhead, the interval from the end of the production tubing to the bottom hole is worked out with a bit, at the same time the well is washed with washing liquid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , the washing liquid is pumped with a flow rate of 18-21 l / s at a pressure at the wellhead of 8-10 MPa, a filtered column is lowered along the production casing pipes of small diameter and overlap the interval from the bottom to the production string with a partial overlap of the end of the production string, leave the filtered string in the interval of the productive formation of the well.
Бурение горизонтального ствола малого диаметра из обсадной колонны выполняют на 50-150 м.Drilling a horizontal small diameter bore from the casing is performed at 50-150 m.
Частичное перекрытие конца эксплуатационной колонны фильтрованной колонной труб малого диаметра выполняют на 5-10 м.Partial overlapping of the end of the production casing with a filtered casing of pipes of small diameter is performed by 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. Задача решается следующим образом.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. The problem is solved as follows.
При заканчивании горизонтальной скважины проводят бурение скважины, спуск эксплуатационной колонны через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины со стоп-кольцом. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор в затрубное пространство до посадки пробки в стоп-кольцо.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 a stop ring. Cement mortar is pressed through the production casing into the annulus until the cork is inserted into the stop ring.
Проводят технологическую выдержку на затвердение цемента. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо и далее горизонтальный ствол скважины, в основном на 50-150 м. 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. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом, одновременно 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 диаметра и перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны с частичным перекрытием 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.Carry out technological exposure to 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 then the horizontal wellbore are drilled, mainly 50-150 m. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , flushing the fluid is pumped at a flow rate of 18-21 l / s at a wellhead pressure of 8-10 MPa. The interval from the end of the production casing to the bottom is worked out with a bit, at the same time the well is washed with washing liquid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , the washing liquid is pumped with a flow rate of 18-21 l / s at a wellhead pressure of 8-10 MPa. A filtered string of pipes of small diameter is lowered along the production string and the interval from the bottom to the production string is partially covered with a partial overlap of the end of the production string, mainly by 5-10 m. Without flushing in the indicated modes, delivery to the bottom of the filtered string is impossible due to the horizontal a barrel of mud from drilling and exploitation. 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 спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины со стоп-кольцом на конце. По эксплуатационной колонне продавливают цементный раствор в затрубное пространство до посадки пробки в стоп-кольцо. Проводят технологическую выдержку на затвердение цемента в течение 24 часов. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо и горизонтальный ствол долотом диаметром 95 мм на глубину 100 м. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью 1,20 - бурового раствора, 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, одновременно промывают скважину той же промывочной жидкости плотностью 1,20, промывочную жидкость прокачивают с расходом 21 л/с при давлении на устье скважины 10 МПа. По эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб диаметром 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 wellbore, a production string with a diameter of 114 mm is lowered through a vertical wellbore into the horizontal part of the well with a stop ring at the end. A cement slurry is pushed through the production casing into the annulus before the cork is planted in the stop ring. Carry out technological exposure to harden the cement for 24 hours. The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring and horizontal stem are drilled with a 95 mm diameter drill bit to a depth of 100 m. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.20 - drilling fluid, 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, at the same time the well is washed with the same flushing fluid with a density of 1.20, the flushing fluid is pumped at a flow rate of 21 l / s at a wellhead pressure of 10 MPa. A filtered string of pipes 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 end of the production string 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 эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо и горизонтальный ствол долотом диаметром 94 мм на глубину 150 м. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью 1,23 г/см3 - бурового раствора, 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 94 мм, одновременно промывают скважину той же промывочной жидкостью плотностью 1,23 г/см3. Промывочную жидкость прокачивают с расходом 20 л/с при давлении на устье скважины 9 МПа. По эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб диаметром 73 мм и длиной 160 м, перекрывают интервал от забоя до эксплуатационной колонны с частичным перекрытием конца эксплуатационной колонны на 10 м. Оставляют фильтрованную колонну в скважине в интервале продуктивного пласта. Осваивают скважину.The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring and horizontal shaft are drilled with a 94 mm diameter drill bit to a depth of 150 m. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.23 g / cm 3 of drilling fluid, flushing fluid is pumped at a rate 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 94 mm, at the same time the well is washed with the same flushing fluid with a density of 1.23 g / cm 3 . The flushing fluid is pumped at 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 160 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 10 m. The filtered string is left in the well in the interval of the reservoir. Master the well.
Пример 3. Выполняют как пример 1.Example 3. Perform as example 1.
В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо и горизонтальный ствол долотом диаметром 93 мм на глубину 50 м. 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 жидкости плотностью 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18 л/с при давлении на устье скважины 8 МПа. По эксплуатационной колонне спускают фильтрованную колонну труб диаметром 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 скважине в интервале продуктивного пласта. Осваивают скважину.The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring and horizontal shaft are drilled with a 93 mm diameter drill bit to a depth of 50 m. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.25 g / cm 3 of drilling fluid, flushing fluid is pumped at a rate 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 washing liquid with a density of 1.25 g / cm 3 , the washing liquid is pumped at a flow rate of 18 l / s at a wellhead pressure of 8 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 well in the interval of the reservoir. 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 |
|---|---|---|---|
| RU2014120493/03A RU2541980C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Completion method for well with horizontal shaft |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120493/03A RU2541980C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Completion method for well with horizontal shaft |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2541980C1 true RU2541980C1 (en) | 2015-02-20 |
Family
ID=53288849
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014120493/03A RU2541980C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Completion method for well with horizontal shaft |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2541980C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1237767A1 (en) * | 1984-11-20 | 1986-06-15 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Горный Институт | Method of completing wells with subsequent hydraulic treatment of several producing formations |
| EP0654516A1 (en) * | 1993-11-18 | 1995-05-24 | Rwe-Dea Aktiengesellschaft Für Mineraloel Und Chemie | Drill and cementation fluid |
| RU2068943C1 (en) * | 1992-02-21 | 1996-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for pumping in well |
| RU2209941C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well completion |
| RU2393320C1 (en) * | 2009-09-07 | 2010-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Slim hole well construction method |
| 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 RU2014120493/03A patent/RU2541980C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1237767A1 (en) * | 1984-11-20 | 1986-06-15 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Горный Институт | Method of completing wells with subsequent hydraulic treatment of several producing formations |
| RU2068943C1 (en) * | 1992-02-21 | 1996-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for pumping in well |
| EP0654516A1 (en) * | 1993-11-18 | 1995-05-24 | Rwe-Dea Aktiengesellschaft Für Mineraloel Und Chemie | Drill and cementation fluid |
| RU2209941C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well completion |
| RU2393320C1 (en) * | 2009-09-07 | 2010-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Slim hole well construction method |
| 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 |
|---|---|---|
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2526062C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| US20150345253A1 (en) | Flow control downhole tool | |
| RU2171359C1 (en) | Method of horizontal well completion | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2611792C1 (en) | Method for isolation of watered intervals in horizontal section of wellbore | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2516062C1 (en) | Construction finishing method for horizontal producer | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2570156C1 (en) | Development of flooded oil deposit | |
| RU2586337C1 (en) | Procedure for completion of stripper well | |
| RU2490426C1 (en) | Method for completion of horizontal well of small diameter | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| CA2884170C (en) | Valve, system and method for completion, stimulation and subsequent re-stimulation of wells for hydrocarbon production | |
| US20140345869A1 (en) | Moving liner fracturing method | |
| RU2541981C1 (en) | Completion method for well with horizontal shaft | |
| RU2564316C1 (en) | Method of completion of horizontal production well construction with deposit interval hydraulic fracturing | |
| RU2541980C1 (en) | Completion method for well with horizontal shaft | |
| RU2541979C1 (en) | Completion method of horizontal well | |
| RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170522 |