RU2801197C1 - Well completion method after workover - Google Patents
Well completion method after workover Download PDFInfo
- Publication number
- RU2801197C1 RU2801197C1 RU2022131433A RU2022131433A RU2801197C1 RU 2801197 C1 RU2801197 C1 RU 2801197C1 RU 2022131433 A RU2022131433 A RU 2022131433A RU 2022131433 A RU2022131433 A RU 2022131433A RU 2801197 C1 RU2801197 C1 RU 2801197C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fluid
- annulus
- development
- formation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин после проведения капитальных ремонтов на газовых и газоконденсатных месторождениях.The invention relates to the field of oil and gas industry and can be used in the development of wells after overhauls at gas and gas condensate fields.
Известен Способ освоения скважины, включающий спуск труб в скважину на заданную глубину, замену жидкости на облегчённую жидкость с поддержанием заданного давления на пласт, вызов притока из пласта [RU 2215137, E21B 43/25, опубл. 10.09.2004 г.].Known Method of well development, including lowering pipes into the well to a predetermined depth, replacing the fluid with a lighter fluid while maintaining a given pressure on the formation, causing inflow from the formation [RU 2215137, E21B 43/25, publ. September 10, 2004].
Недостатком данного способа является то, что в указанном изобретении освоение скважины осуществляют путём спуска лифтовой колонны или спуском гибкой насосно-компрессорной трубы с последующей подачей газа высокого давления, который направляют вначале в трубное пространство осваиваемой скважины с вытеснением облегченной жидкости на поверхность или оттеснением ее в глубь пласта, затем - в затрубное пространство до достижения подаваемым газом башмака лифтовой колонны. Данное условие выполнимо в конструкции скважины, в которой отсутствует комплекс подземного оборудования (КПО), заявляемое техническое решение позволяет освоить скважину с наличием пакерной системы либо КПО путем подачи ограниченного количества газа высокого давления достаточного для вытеснения облегченной жидкости в объёме не менее 8 м3.The disadvantage of this method is that in the said invention, the development of the well is carried out by lowering the tubing string or lowering the coiled tubing, followed by the supply of high-pressure gas, which is first directed into the tube space of the well being developed with the displacement of the lightened fluid to the surface or pushing it into the depths. formation, then into the annulus until the supplied gas reaches the shoe of the tubing string. This condition is feasible in the design of the well, in which there is no complex of underground equipment (KPO), the proposed technical solution makes it possible to develop a well with the presence of a packer system or KPO by supplying a limited amount of high-pressure gas sufficient to displace light liquid in a volume of at least 8 m 3 .
Известен Способ освоения скважины, включающий спуск колонны труб с пакером в скважину на заданное расстояние, запакеровку пакера, замену жидкости на облегчённую жидкость с поддержанием заданного давления на пласт, вызов притока из пласта [RU 2235868, E21B 43/25, опубл. 27.10.2003 г.], взятый в качестве ближайшего аналога.A well known method of well development, including lowering a pipe string with a packer into the well at a predetermined distance, packing the packer, replacing the fluid with a lighter fluid while maintaining a given pressure on the formation, calling inflow from the formation [RU 2235868, E21B 43/25, publ. October 27, 2003], taken as the closest analogue.
Недостатком данного способа является то, что в указанном изобретении рассматривается способ освоения скважины с применением колтюбинговой установки, а именно, освоение скважины осуществляется спуском гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) до текущего забоя с последующим переводом скважины с глинистого раствора на облегченную жидкость, в то время как заявленное техническое решение не осуществляет и не предусматривает спуск ГНКТ в скважину в виду наличия в составе комплекса подземного оборудования циркуляционного клапана, при этом применение ГНКТ увеличивает продолжительность и стоимость работ, в то время как заявленное техническое решение снижает продолжительность работ по освоению и снижает воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.The disadvantage of this method is that the invention considers a well development method using a coiled tubing unit, namely, the well development is carried out by lowering a coiled tubing (CT) to the current bottomhole, followed by transferring the well from a clay solution to a light liquid, while while the claimed technical solution does not carry out and does not provide for running coiled tubing into the well due to the presence of a circulation valve in the complex of underground equipment, while the use of coiled tubing increases the duration and cost of work, while the claimed technical solution reduces the duration of development work and reduces the impact flushing fluid to the productive formation.
Целью предлагаемого изобретения является сокращение времени простоя скважины путем уменьшения времени проведения работ по освоению скважины после проведения ремонта скважины, а также снижение капитальных затрат на их проведение, в том числе на снижение времени на перевозку бригадного оборудования бригады ГНКТ, монтажные работы, работы колтюбинговой установки, демонтаж бригадного оборудования.The purpose of the invention is to reduce the downtime of the well by reducing the time spent well development works after well repair, as well as reducing capital costs for their carrying out, including reducing the time for transportation of crew equipment of the coiled tubing crew, installation work, work of the coiled tubing unit, dismantling of crew equipment.
Технический результат заключается в снижении продолжительности работ по освоению скважины и снижении воздействия жидкости на продуктивный пласт, повышая эффективность освоения скважины, кроме этого в снижении стоимости работ, за счет того, что не осуществляют, в том числе спуск ГНКТ в скважину, обеспечивая освоение скважины на газовых и газоконденсатных месторождениях без привлечения колтюбинговой установки.The technical result is reducing the duration of work on well development and reducing the impact of fluid on the reservoir, increasing the efficiency of well development, in addition to reducing the cost of work, due to the fact that they do not carry out, including the descent of coiled tubing into the well, ensuring the development of a well in gas and gas condensate fields without involving a coiled tubing unit.
Поставленный технический результат достигается тем, что Способ освоения скважин после проведения ремонта включает спуск колонны труб с пакером на заданную глубину в скважину, запакеровку пакера, замену жидкости на облегчённую жидкость с поддержанием заданного давления на пласт, вызов притока из пласта, при этом устанавливают циркуляционный клапан в колонну труб для обеспечения гидравлического сообщения трубного пространства с затрубным пространством скважины, замену жидкости на облегчённую жидкость осуществляют в затрубном пространстве скважины, снижают уровень облегчённой жидкости в трубном пространстве скважины и снижение уровня осуществляют посредством одновременной подачи газовой смеси в трубное пространство и отбора облегченной жидкости из затрубного пространства в объемах, обеспечивающих самостоятельный выход скважины на освоение.The stated technical result is achieved by the fact that the well completion method after the repair includes running a pipe string with a packer to a predetermined depth into the well, packing the packer, replacing the fluid with a light fluid while maintaining a given pressure on the formation, inducing inflow from the formation, while installing a circulation valve into the pipe string to ensure hydraulic communication of the tubular space with the annulus of the well, the liquid is replaced with a lighter liquid in the annulus of the well, the level of the lightened liquid in the tubular space of the well is reduced, and the level is lowered by simultaneously supplying a gas mixture to the tubular space and withdrawing the lightened liquid from of the annular space in volumes that provide an independent exit of the well for development.
На чертеже изображена схема Установки для осуществления Способа освоения скважин после проведения ремонта. На изображении приведены следующие обозначения:The drawing shows a diagram of the Installation for the implementation of the Method of development of wells after repair. The image shows the following symbols:
1. Азотная компрессорная установка;1. Nitrogen compressor unit;
2. Цементировочный агрегат;2. Cementing unit;
3. Облегченная жидкость;3. Lightweight liquid;
4. Циркуляционный клапан;4. Circulation valve;
5. Пакер эксплуатационный;5. Operational packer;
6. Жидкость глушения;6. Killing liquid;
7. Газовая смесь (газообразный азот);7. Gas mixture (nitrogen gas);
8. Фонтанная арматура;8. Christmas tree fittings;
9. Выкидная линия;9. Flow line;
10. Газовый сепаратор;10. Gas separator;
11. Факельная линия;11. Flare line;
12. Емкость для сбора жидкости глушения;12. Container for collecting killing liquid;
13. Емкость для сбора конденсата при отработке;13. Tank for collecting condensate during mining;
14. Продуктовый пласт;14. Product layer;
15. Перфорационные отверстия;15. Perforations;
16. Лифтовая колонна (НКТ);16. Lift column (tubing);
17. Штуцерная камера.17. Choke chamber.
По технологии окончания работ по ремонту скважин, в том числе и капитального ремонта, предусмотрен перевод скважин на облегченную или аэрированную жидкость (дизельное топливо, газовый конденсат и т.п.), с целью предотвращения образования гидратов в затрубном пространстве скважины при установленном комплексе подземного оборудования (далее – КПО), в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 декабря 2020 года N 534, https://docs.cntd.ru/document/573230594). Далее освоение скважины происходит без осложнений «самоизливом», при соблюдении условия, что пластовое давление выше гидравлического столба закаченной облегчённой жидкости.According to the technology for completing well workovers, including workovers, it is planned to transfer wells to a light or aerated liquid (diesel fuel, gas condensate, etc.) in order to prevent the formation of hydrates in the annulus of the well with the complex of underground equipment installed (hereinafter - KPO), in accordance with the "Safety Rules in the Oil and Gas Industry" (Approved by order of the Federal Service for Environmental, Technological and Nuclear Supervision of December 15, 2020 N 534, https://docs.cntd.ru/document/ 573230594). Further development of the well occurs without complications by "self-draining", subject to the condition that the formation pressure is higher than the hydraulic column of the injected light fluid.
В основном данное условие соблюдается при ремонтах, в том числе и при первоначальных капитальных ремонтах, по мере эксплуатации месторождений происходит постепенное снижение пластового давления и для вывода скважин на освоение необходимо выполнение условия, при котором давление столба жидкости в трубном пространстве будет ниже гидростатического (Рпласт > Ргидростат).Basically, this condition is observed during repairs, including during initial overhauls, as the fields are exploited, a gradual decrease in reservoir pressure occurs, and in order to bring the wells to development, it is necessary to fulfill the condition under which the pressure of the liquid column in the pipe space will be lower than hydrostatic (P reservoir > Р hydrostat ).
Способ освоения скважин после проведения ремонта осуществляют следующим образом (см. чертеж). The method of development of wells after the repair is carried out as follows (see drawing).
В скважину, например, газовую; газоконденсатную. осуществляют спуск лифтовой колонны 16, например, колонны труб, лифтовых или насосно-компрессорных (НКТ), с пакером 5 на заданную глубину. В комплекс лифтовой трубы 16 устанавливают циркуляционный клапан 4, который обеспечивает гидравлическое сообщение трубного пространства с затрубным пространством скважины в положении открыто. После чего осуществляют запакеровку пакера 5. Производят замену жидкости на облегчённую жидкость 3 при помощи цементировочного агрегата 2 в затрубном пространстве скважины и с поддержанием заданного давления на пласт, при этом замену осуществляют по окончании работ по ремонту скважины, например, капитальному ремонту, и перед освоением скважины с целью недопущения замерзания жидкости в затрубном пространстве скважины. Заданное давление на пласт в процессе замены жидкости на облегчённую жидкость 3 определяют исходя из гидростатического давления столба жидкости и избыточного давления на устье.In a well, for example, gas; gas condensate. carry out the descent of the production string 16, for example, a string of pipes, lift or tubing (tubing), with the packer 5 to a given depth. A circulation valve 4 is installed in the lift pipe complex 16, which provides hydraulic communication between the pipe space and the annulus of the well in the open position. After that, the packer 5 is packed. The fluid is replaced with a lightweight fluid 3 using a cementing unit 2 in the annulus of the well and maintaining the specified pressure on the formation, while the replacement is carried out after completion of work on the well repair, for example, workover, and before development wells in order to prevent freezing of the liquid in the annulus of the well. The predetermined pressure on the formation in the process of replacing fluid with light fluid 3 is determined based on the hydrostatic pressure of the fluid column and the excess pressure at the wellhead.
Жидкость представляет собой, например, промывочную жидкость, глинистый раствор.The liquid is, for example, a washing liquid, a slurry.
Облегченная жидкость 3 представляет собой, например, аэрированную жидкость, конденсат, дизельное топливо.The light liquid 3 is, for example, an aerated liquid, condensate, diesel fuel.
Например, замену промывочной жидкости на облегчённую жидкость 3 в виде газового конденсата осуществляют посредством, например, цементировочного агрегата 2, при этом осуществляя сбор жидкости глушения 6 в емкость для сбора жидкости глушения 12. For example, the replacement of the flushing fluid with light fluid 3 in the form of gas condensate is carried out by means of, for example, a cementing unit 2, while collecting the killing fluid 6 into a container for collecting the killing fluid 12.
По окончании замены в затрубном пространстве скважины жидкости глушения 6 на облегченную жидкость 3 осуществляют снижение её уровня в стволе скважины (в трубном пространстве).Upon completion of the replacement of the killing fluid 6 in the annulus of the well with the lightened fluid 3, its level is lowered in the wellbore (in the pipe space).
Снижение уровня жидкости в трубном пространстве скважины осуществляют посредством одновременной подачи газовой смеси 7, например, азотной смеси, в трубное пространство скважины при помощи, например, компрессорной установки 1, и отбора облегченной жидкости 3 посредством, например, цементировочного агрегата 2 в емкость для сбора конденсата 13, из затрубного пространства и в объемах от 5 м3 до 10м3, обеспечивающих самостоятельный выход скважины на освоение.The decrease in the liquid level in the tubular space of the well is carried out by simultaneously supplying a gas mixture 7, for example, a nitrogen mixture, into the tubular space of the well using, for example, a compressor unit 1, and withdrawing a light liquid 3 through, for example, a cementing unit 2 into a condensate collection tank 13, from the annulus and in volumes from 5 m 3 to 10 m 3 , providing an independent exit of the well for development.
Например, компрессорной установкой 1 подают газовую смесь 7 в трубное пространство, облегченная жидкость 3 из трубного пространства поступает через циркуляционный клапан 4 в затрубное пространство, из которого производят отбор облегченной жидкости 3 в объемах от 5 м3 до 10 м3, при этом подачу газовой смеси 7 в трубное пространство и отбор облегченной жидкости 3 из затрубного пространства осуществляют одновременно, с условием того, что забойное давление должно быть меньше или равно пластовому давлению. For example, compressor unit 1 supplies gas mixture 7 to the pipe space, lightweight liquid 3 from the pipe space flows through the circulation valve 4 into the annulus, from which light liquid 3 is taken in volumes from 5 m 3 to 10 m 3 , while gas supply mixture 7 into the pipe space and the selection of lightweight fluid 3 from the annulus is carried out simultaneously, with the condition that the bottomhole pressure must be less than or equal to the formation pressure.
Снижение уровня облегченной жидкости 3 в трубном пространстве позволяет уменьшить давление столба облегченной жидкости 3 на продуктивный пласт 14 (в зависимости от угла наклона скважины и отобранного объема облегченной жидкости 3 из затрубного пространства), обеспечив необходимое условие (Рпласт > Ргидростат) при котором скважина начинает выходить на освоение самостоятельно, вызывая приток из пласта 14 через перфорационные отверстия 15, и тем самым позволяет перейти к освоению и отработке скважины сразу после окончания перфорационных работ. Reducing the level of lightweight fluid 3 in the tubular space allows you to reduce the pressure of the light fluid column 3 on the productive formation 14 (depending on the angle of inclination of the well and the selected volume of light fluid 3 from the annulus), providing the necessary condition (P layer > P hydrostat ) under which the well begins to enter the development independently, causing inflow from the reservoir 14 through the perforations 15, and thus allows you to proceed to the development and development of the well immediately after the completion of the perforation.
После осуществления отбора из затрубного пространства объемов облегченной жидкости 3, обеспечивающих самостоятельный выход скважины на освоение, производят закрытие циркуляционного клапана 4 при помощи тросового подъемника. After selection from the annulus volumes of lightweight liquid 3, providing an independent output of the well for development, the circulation valve 4 is closed using a cable hoist.
По окончании работ по отбору облегченной жидкости 3 и закрытия циркуляционного клапана 4 открывают задвижку на фонтанной арматуре 8 на факельный амбар по факельной линии 11 на газовый сепаратор 10 и в дальнейшем на выкидную линию 9, при этом выход скважины на режим отработки регулируют при помощи штуцерной камеры 17, обеспечивая депрессию на пласт 14, не превышающую предельно допустимую.Upon completion of work on the selection of light liquid 3 and closing of the circulation valve 4, the valve on the X-mas tree 8 is opened to the flare barn along the flare line 11 to the gas separator 10 and further to the flow line 9, while the output of the well to the development mode is regulated using a choke chamber 17, providing a drawdown on the reservoir 14, not exceeding the maximum allowable.
Пример конкретной реализации способаAn example of a specific implementation of the method
После окончании капитального ремонта скважины № 1204 спустили лифтовую колонну 16 в виде НКТ 114 мм с пакером 5 и циркуляционным клапаном 4 на глубину 1580 м в скважину, осуществили запакеровку пакера 5 и выполняли работы по переводу скважины на облегченную жидкость в объеме равном 38 м3 (объем скважины до места установки циркуляционного клапана 4) за вычетом объема НКТ 16 равного 3,6 м3 уровень жидкости в скважине был на устье, давление на устье равно нулю (Руст = 0 атм). After the completion of the workover of well No. 1204, a tubing string 16 was lowered in the form of a 114 mm tubing with a packer 5 and a circulation valve 4 to a depth of 1580 m into the well, packer 5 was packed and the well was switched to a lighter fluid in a volume of 38 m 3 ( the volume of the well to the place of installation of the circulation valve 4) minus the volume of tubing 16 equal to 3.6 m 3 the liquid level in the well was at the wellhead, the pressure at the wellhead is zero (P set = 0 atm).
По окончании работ по капитальному ремонту скважины заменили жидкость глушения 6 в виде промывочной жидкости на облегчённую жидкость 3 собирая промывочную жидкость в емкость 12, поддерживая давление на пласт 1 для самостоятельного выхода скважины на освоение, и вызывая приток из пласта 14 через перфорационные отверстия 15. Облегченная жидкость представляла собой дизельное топливо.At the end of the workover of the well, the killing fluid 6 was replaced in the form of a flushing fluid with a lightweight fluid 3, collecting the flushing fluid in a container 12, maintaining pressure on the reservoir 1 for the well to independently exit for development, and causing inflow from the reservoir 14 through the perforations 15. Lightweight the liquid was diesel fuel.
Осуществили подключение азотной компрессорной установки 1 и путем одновременной подачи газовой смеси 7 в виде азотной смеси в трубное пространство НКТ 16 в объеме эквивалентном объему дизельного топлива в трубном пространстве НКТ 16 с одновременным отбором дизельного топлива по затрубному пространству скважины посредством цементировочного агрегата 2 в емкость для сбора дизельного топлива (конденсата) 13. Отобрали 10 м3 дизельного топлива по затрубному пространству скважины, снизив уровень дизельного топлива в трубном пространстве НКТ 16 примерно до 1250 м от устья скважины, обеспечивая самостоятельный выход скважины на освоение.The nitrogen compressor unit 1 was connected and by simultaneously supplying the gas mixture 7 in the form of a nitrogen mixture into the tubing space 16 in a volume equivalent to the volume of diesel fuel in the tubing space 16 with simultaneous withdrawal of diesel fuel through the annulus of the well by means of a cementing unit 2 into the collection tank diesel fuel (condensate) 13. 10 m 3 of diesel fuel were withdrawn along the annulus of the well, reducing the level of diesel fuel in the tubing space of tubing 16 to approximately 1250 m from the wellhead, providing an independent exit of the well for development.
При помощи тросового подъемника закрыли циркуляционный клапан 4, в трубном пространстве НКТ 16, когда было давление Руст=10 МПа.Using a cable lift, the circulation valve 4 was closed in the tubing space of the tubing 16, when the pressure was P set =10 MPa.
Открыли скважину на факельную линию 11 с установленным штуцером ∅ 10 мм, стравили избыточное давление и сразу газовая скважина пошла на отработку стабилизировав давление на устье в районе 6,0 МПа. The well was opened to the flare line 11 with a 10 mm diameter choke installed, the excess pressure was released, and the gas well immediately went into production, having stabilized the pressure at the wellhead in the region of 6.0 MPa.
Было осуществлено самостоятельное освоение скважины без применения колтюбинговой установки.The independent development of the well was carried out without the use of a coiled tubing unit.
Заявленный Способ позволил сократить время простоя скважины путем снижения времени проведения работ по освоению скважины (снижение времени на перевозку бригадного оборудования бригады ГНКТ, монтажные работы, монтаж колтюбинговой установки, работы колтюбинговой установки по освоению скважины, демонтаж колтюбинговой установки, демонтаж бригадного оборудования) и снижения времени воздействия жидкости на продуктивный пласт, повышая эффективность освоение скважины, а также снижение капитальных затрат на проведение работ, за счет того, что не осуществляют, в том числе спуск ГНКТ в скважину, обеспечивая освоение скважины на газовых и газоконденсатных месторождениях без привлечения колтюбинговой установки.The claimed method made it possible to reduce the downtime of the well by reducing the time of work on well development (reducing the time for transportation of crew equipment of the coiled tubing team, installation work, installation of the coiled tubing unit, operation of the coiled tubing unit for well development, dismantling of the coiled tubing unit, dismantling of crew equipment) and reducing the time fluid impact on the reservoir, increasing the efficiency of well development, as well as reducing capital costs for work, due to the fact that they do not carry out, including the descent of coiled tubing into the well, ensuring the development of a well in gas and gas condensate fields without involving a coiled tubing unit.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2801197C1 true RU2801197C1 (en) | 2023-08-03 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2109934C1 (en) * | 1996-04-15 | 1998-04-27 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Well development method |
| WO1998028519A1 (en) * | 1996-12-24 | 1998-07-02 | Tadeus Sudol | Method of oil/gas well stimulation |
| RU2215137C1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of well completion |
| RU2220280C1 (en) * | 2002-04-16 | 2003-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Process of well completion |
| RU2235868C1 (en) * | 2003-06-05 | 2004-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for well completion |
| US7503404B2 (en) * | 2004-04-14 | 2009-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc, | Methods of well stimulation during drilling operations |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2109934C1 (en) * | 1996-04-15 | 1998-04-27 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Well development method |
| WO1998028519A1 (en) * | 1996-12-24 | 1998-07-02 | Tadeus Sudol | Method of oil/gas well stimulation |
| RU2215137C1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of well completion |
| RU2220280C1 (en) * | 2002-04-16 | 2003-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Process of well completion |
| RU2235868C1 (en) * | 2003-06-05 | 2004-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for well completion |
| US7503404B2 (en) * | 2004-04-14 | 2009-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc, | Methods of well stimulation during drilling operations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6325152B1 (en) | Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation | |
| US7240736B2 (en) | Drilling and producing deep water subsea wells | |
| AU2009210651B2 (en) | Apparatus, assembly and process for injecting fluid into a subterranean well | |
| US7243743B2 (en) | Drilling assembly and method for drilling a barehole into geological formations | |
| EP2236739B1 (en) | Well unloading package | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| US20040104030A1 (en) | Reverse circulation clean out system for low pressure gas wells | |
| US8413726B2 (en) | Apparatus, assembly and process for injecting fluid into a subterranean well | |
| EA019219B1 (en) | System and method for subsea drilling | |
| NO302046B1 (en) | Underwater brönninjiseringssystem | |
| US3602303A (en) | Subsea wellhead completion systems | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| US10760347B2 (en) | System and method for offline suspension or cementing of tubulars | |
| AU2002339535A1 (en) | Assembly for drilling low pressure formation | |
| RU2801197C1 (en) | Well completion method after workover | |
| CN115726742B (en) | Multi-source multi-method combined exploitation system and method for natural gas hydrate, shallow gas and deep gas | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2713547C1 (en) | Method for development of oil deposits with large depths of productive horizons and low well yields | |
| RU2685606C1 (en) | Method for drilling well in disastrous lost circulation and device for its implementation | |
| CN206830063U (en) | Injection-production string for same well | |
| CN118029937A (en) | Wellhead device, fracturing wellhead, production wellhead and wellhead replacement method | |
| CN115075773A (en) | Oil and gas well production method | |
| RU2078909C1 (en) | Method of development of oil formation | |
| MXPA00005042A (en) | Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation |