RU2247832C1 - Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method - Google Patents
Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2247832C1 RU2247832C1 RU2003123749/03A RU2003123749A RU2247832C1 RU 2247832 C1 RU2247832 C1 RU 2247832C1 RU 2003123749/03 A RU2003123749/03 A RU 2003123749/03A RU 2003123749 A RU2003123749 A RU 2003123749A RU 2247832 C1 RU2247832 C1 RU 2247832C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- packers
- interval
- pipe string
- acid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначается для проведения обработок по повышению продуктивности призабойной зоны скважин с горизонтальными, наклонными и пологими их окончаниями.The invention relates to the oil industry and is intended to carry out treatments to increase the productivity of the bottom-hole zone of wells with horizontal, inclined and gently sloping ends.
В качестве аналога принимаем известное изобретение по патенту РФ №2082880 МПК6 Е 21 В 43/27 (заявлено 02.09.92, опубликовано 27.06.97) под названием “Способ кислотной обработки нефтяного пласта”. Способ по аналогу включает в себя спуск в скважину с горизонтальным стволом колонны труб до забоя, закачку по ним кислоты и продавку ее в пласт. При этом горизонтальный ствол скважины перед закачкой кислоты заполняют вязкой инертной к кислоте жидкостью для доставки кислоты в расчетный интервал горизонтального ствола.As an analogue, we accept the well-known invention according to the patent of the Russian Federation No. 2082880 IPC 6 E 21 B 43/27 (claimed 02.09.92, published 06.27.97) under the name “Method for the acid treatment of an oil reservoir”. The analogous method includes a descent into a well with a horizontal barrel of a pipe string to the bottom, pumping acid through it and pushing it into the formation. In this case, the horizontal wellbore is filled with a viscous acid-inert liquid to inject acid into the calculated interval of the horizontal well before acid injection.
Устройство, реализующее способ по аналогу, включает в себя с открытым концом колонну труб, которую спускают в горизонтальный ствол скважины.A device that implements a method by analogy includes an open end pipe string, which is lowered into a horizontal wellbore.
Недостатками известных по аналогу способа и устройства является недостаточная эффективность обработки, т.к. для их использования необходимы только определенные свойства и параметры вязкой инертной к кислоте жидкости, которой заполняют горизонтальный участок ствола скважины перед закачкой кислоты.The disadvantages of the known method and device are the lack of processing efficiency, because To use them, only certain properties and parameters of a viscous acid-inert fluid are needed, which fill the horizontal section of the wellbore before injecting the acid.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату (прототипом), по нашему мнению, является способ поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины, сведения о котором под заголовком “Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты” опубликованы в ежемесячном журнале “Нефть, газ и нефтехимия за рубежом” (Перев. изд. ж. США). - М.: Недра, 1989 г., №10, стр.7-12.The closest in technical essence and the achieved result (prototype), in our opinion, is a method of interval processing of a productive formation through an open horizontal wellbore, information about which under the heading “Drilling and completion of horizontal wellbores into fractured carbonates” is published in the monthly journal “ Oil, gas and petrochemicals abroad ”(Transl. Ed. Zh. USA). - M .: Nedra, 1989, No. 10, pp. 7-12.
Способ по прототипу включает в себя спуск в скважину колонны труб с пакерами и клапаном на конце колонны, прокачку кислоты по колонне труб, перекрытие пакерами интервала обработки пласта и задавку в него под давлением кислоты.The prototype method includes the descent into the well of a string of pipes with packers and a valve at the end of the string, pumping acid through the string of pipes, the packers overlapping the formation processing interval and injecting acid into it under pressure.
Устройство для осуществления способа по прототипу включает в себя колонну труб с пакерами и клапаном на конце колонны. При этом в колонне труб между пакерами выполнены щелевидные отверстия.A device for implementing the method of the prototype includes a pipe string with packers and a valve at the end of the column. At the same time, slit-like openings are made in the pipe string between the packers.
При реализации способа по прототипу указанное выше устройство спускают в открытый горизонтальный ствол скважины. После перекрытия пакерами заколонного пространства открытого горизонтального ствола в колонну труб скважины подают кислоту, которую через щелевидные отверстия трубы задавливают в пласт одновременно во все интервалы обработки, перекрытые пакерами.When implementing the prototype method, the above device is lowered into an open horizontal wellbore. After the packers cover the annular space of the open horizontal wellbore, acid is fed into the pipe string of the well, which is pressed through the slot-like openings of the pipe into the formation at the same time at all processing intervals blocked by the packers.
Недостатком известных по прототипу способа и устройства является низкая эффективность обработки продуктивного пласта в разнородной по проницаемости залежи из-за изменения активности кислоты во время ее подачи по горизонтальному стволу скважины для задавки ее в пласт во все интервалы обработки одновременно. Место проникновения кислоты в пласт зависит от расположения нижнего конца колонны труб, по которым подается кислота на забой, и от приемистости отдельных участков самого продуктивного пласта. Очевидно, что кислота в основном активно реагирует с породой и обрабатывает лишь участок пласта, расположенный непосредственно у нижнего торца колонны труб. Увеличение объема закачки кислоты и давления закачки не приводят к увеличению эффективности обработки, так как кислота и в этих случаях обрабатывает участок пласта, непосредственно примыкающий к месту подачи кислоты на забой или любое другое место с наибольшей приемистостью.A disadvantage of the method and device known by the prototype is the low efficiency of processing the productive formation in a reservoir of heterogeneous permeability due to changes in acid activity during its supply along the horizontal wellbore to push it into the formation at all processing intervals simultaneously. The place of acid penetration into the formation depends on the location of the lower end of the pipe string, through which acid is supplied to the bottom, and on the injectivity of individual sections of the productive formation itself. It is obvious that acid mainly reacts actively with the rock and processes only a section of the formation located directly at the lower end of the pipe string. An increase in the volume of acid injection and injection pressure do not lead to an increase in processing efficiency, since in these cases the acid also treats a section of the formation that is directly adjacent to the place where the acid is supplied to the bottom or any other place with the highest injectivity.
Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности обработки продуктивного пласта в разнородной по проницаемости залежи через открытый горизонтальный ствол скважины за счет избирательного воздействия на каждый интервал обработки приствольной зоны с учетом его характеристики при одноразовом спуске в горизонтальный ствол скважины устройства для обработки.The aim of the invention is to increase the efficiency of processing a productive formation in a reservoir of heterogeneous permeability through an open horizontal wellbore due to the selective effect on each treatment interval of the near-wellbore zone, taking into account its characteristics during a one-time descent into a horizontal wellbore of a treatment device.
Указанная цель изобретения достигается тем, что в известный способ поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины, включающий спуск в скважину колонны труб с пакерами и клапаном на конце колонны, прокачку кислоты по колонне труб, перекрытие пакерами интервала обработки пласта и задавку в него под давлением кислоты, согласно заявляемому изобретению нами введены новые операции, предложено устройство для реализации способа, изменены условия осуществления операций и порядок их выполнения, а именно: по всей длине прохождения открытого горизонтального ствола через продуктивный пласт путем проведения геофизических исследований определяют пористость, проницаемость и нефтенасыщенность приствольной зоны, по которым устанавливают интервалы с пониженной проницаемостью, оценивают степень кавернозности на их концах и диаметр ствола, в нижнюю часть колонны труб перед спуском ее в скважину вводят трубную компановку с управляемыми через колонну труб гидравлическими пакерами на обоих концах компановки и с радиальным сквозным калиброванным каналом в трубе компановки, а в качестве клапана на конце трубной компановки устанавливают кольцевое седло под запорный шар, спускают колонну труб с трубной компановкой в горизонтальный ствол скважины до забоя, при незапакерованных пакерах производят промывку горизонтального ствола скважины, вслед за этим через колонну труб в скважину закачивают кислоту в объеме, равном объему первого интервала обработки, после чего в колонну труб сбрасывают запорный шар, запакеровывают с обоих концов первый от забоя интервал горизонтального ствола скважины с пониженной проницаемостью, задавливают кислоту в пласт и оставляют скважину на реакции, затем оба пакера распакеровывают, путем проведения обратной промывки удаляют продукты реакции из ствола скважины и одновременно поднимают запорный шар на поверхность скважины, после чего колонну труб с трубной компановкой путем приподнимания переводят в обратном от забоя направлении в зону второго от забоя намеченного к обработке интервала с пониженной проницаемостью, затем, как и при обработке первого интервала, начиная с операции промывки ствола скважины при незапакерованных пакерах и заканчивая операцией удаления продуктов реакции с подъемом запорного шара на поверхность скважины, производят аналогичные операции в указанной выше последовательности, при этом перевод колонны труб с трубной компановкой от одного интервала с пониженной проницаемостью к другому для их обработки производят также путем приподнимания колонны труб с трубной компановкой.This objective of the invention is achieved by the fact that in the known method of interval processing of a productive formation through an open horizontal wellbore, including the descent into the well of a pipe string with packers and a valve at the end of the string, pumping acid through the pipe string, the packers overlapping the formation processing interval and setting it under acid pressure, according to the claimed invention, we introduced new operations, proposed a device for implementing the method, changed the conditions for the operations and the order of their execution, and they It is clear: along the entire length of the open horizontal bore through the reservoir by means of geophysical studies, the porosity, permeability and oil saturation of the near-trunk zone are determined, at which intervals with reduced permeability are established, the degree of cavernousness at their ends and the diameter of the bore are measured, in the lower part of the pipe string before descent it is introduced into the well by a pipe assembly with hydraulic packers controlled through a pipe string at both ends of the assembly and with a radial through gauge a channel in the lineup pipe, and as a valve at the end of the lineup set an annular saddle under the shut-off ball, lower the pipe string with the pipe lineup into the horizontal wellbore until it faces the bottom, with unpacked packers flush the horizontal wellbore, and then through the pipe string into acid is pumped into the well in a volume equal to the volume of the first treatment interval, after which a shut-off ball is dropped into the pipe string, the first horizontal interval from the bottom is sealed from both ends the oxen of the well with low permeability, crush the acid into the formation and leave the well to react, then both packers unpack, by backwash remove the reaction products from the wellbore and at the same time raise the shut-off ball to the surface of the well, after which the pipe string with the pipe assembly is transferred by lifting in the opposite direction from the bottom to the zone of the second from the bottom of the interval with reduced permeability planned for processing, then, as in the processing of the first interval, starting from the operation washing the wellbore with unpackaged packers and ending with the operation of removing reaction products with the lifting of the shut-off ball on the surface of the well, perform similar operations in the above sequence, while transferring the pipe string from the pipe assembly from one interval with reduced permeability to another for processing them also by lifting the pipe string with the pipe line.
А также тем, что:And also the fact that:
- запакеровывание пакеров на обоих концах подлежащего обработке интервала горизонтального ствола скважины с пониженной проницаемостью и задавливание кислоты в пласт производят одновременно.- Packers are packaged at both ends of the horizontal wellbore with reduced permeability interval to be processed and acid is crushed into the formation at the same time.
Указанные выше новые существенные признаки заявляемого способа являются отличительными признаками от известного по прототипу способа.The above new significant features of the proposed method are the hallmarks of the known prototype method.
Указанные выше цели изобретения достигаются также и тем, что в известное устройство для поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины, включающее колонну труб с пакерами и клапаном на конце колонны, согласно предлагаемому изобретению нами введены новые существенные конструктивные признаки, а именно: в нижнюю часть колонны труб введена трубная компановка, на обоих концах которой установлены управляемые через колонну труб гидравлические пакеры, в трубе компановки между пакерами выполнен радиальный сквозной калиброванный канал, на конце трубной компановки в качестве клапана установлено кольцевое седло под запорный шар, сбрасываемый в колонну труб с поверхности.The above objectives of the invention are also achieved by the fact that in the known device for the interval processing of the reservoir through an open horizontal wellbore, including a pipe string with packers and a valve at the end of the column, according to the invention, we introduced new significant design features, namely: in the lower part of the string of pipes introduced pipe arrangement, at both ends of which are installed controlled through the pipe string hydraulic packers in the pipe between the packers made ra ialny through a calibrated passage at the end of the pipe line-up as a valve seat ring is installed under the locking ball discharged into the pipe string from the surface.
А также тем, что:And also the fact that:
- расстояние между пакерами на трубной компановке выполнено соответствующим для всех подлежащих обработке интервалов с пониженной проницаемостью с учетом степени кавернозности на их концах и диаметров ствола.- the distance between the packers on the pipe arrangement is made appropriate for all intervals to be processed with reduced permeability, taking into account the degree of cavernousness at their ends and the diameters of the barrel.
Указанные выше новые существенные конструктивные признаки заявляемого устройства для осуществления предлагаемого способа поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины являются отличительными признаками от известного по прототипу устройства.The above new significant structural features of the claimed device for implementing the proposed method of interval processing of the reservoir through an open horizontal wellbore are distinguishing features from the known prototype device.
В настоящее время из общедоступных источников научно-технической и патентной информации нам не известны способы поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины и устройства для их осуществления, которые вместе с известными существенными признаками содержали бы в себе предложенную нами новую совокупность существенных признаков в заявляемом способе и новые существенные конструктивные признаки в заявляемом устройстве для реализации указанного способа, которые указаны выше.Currently, from publicly available sources of scientific, technical and patent information, we are not aware of methods for interval processing of the productive formation through an open horizontal wellbore and devices for their implementation, which, together with the known essential features, would contain the new set of essential features proposed by us in the claimed method and new significant design features in the inventive device for implementing the specified method, which are indicated above.
В совокупности известные и новые отличительные существенные признаки способа и устройства для его осуществления обеспечивают заявляемому изобретению при его реализации достижение нового технического результата, изложенного в цели изобретения.Together, the known and new distinctive essential features of the method and device for its implementation provide the claimed invention with its implementation, the achievement of a new technical result set forth in the purpose of the invention.
Проведение операции по определению пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по всей длине открытого горизонтального ствола, проходящего через продуктивный пласт, позволяет достоверно выявить интервалы с пониженной проницаемостью, знать ее истинное значение в каждом интервале и знать точное местоположение таких интервалов в приствольной зоне. Операция по оценке степени кавернозности и диаметров ствола на концах выявленных интервалов с пониженной проницаемостью в совокупности с установлением их точного местоположения в приствольной зоне по всей длине горизонтального ствола позволяют в целом заранее установить необходимые соответствующие размеры трубной компановки с гидравлическими пакерами на обоих концах с тем, чтобы трубная компановка с такими размерами была бы пригодна для обработки любого выявленного интервала с пониженной проницаемостью без подъема колонны труб с трубной компановкой из скважины на поверхность для перенастройки.An operation to determine porosity, permeability, and oil saturation along the entire length of an open horizontal wellbore passing through a reservoir allows one to reliably identify intervals with reduced permeability, to know its true value in each interval, and to know the exact location of such intervals in the near-trunk zone. The operation to assess the degree of cavernosity and bore diameters at the ends of the identified intervals with reduced permeability, together with establishing their exact location in the near-trunk zone along the entire length of the horizontal trunk, allows us to generally pre-set the necessary appropriate dimensions of the pipe line with hydraulic packers at both ends so that a pipe arrangement with such dimensions would be suitable for processing any identified interval with reduced permeability without lifting the pipe string with rubnoy line-up from the well to the surface to reconfigure.
Благодаря установке кольцевого седла под запорный шар на конце трубной компановки обеспечивается возможность проведения как прямой, так и обратной промывки горизонтального ствола скважины после спуска колонны труб с трубной компановкой на забой скважины, а после сбрасывания запорного шара в колонну труб создается возможность производить задавку кислоты в пласт в обрабатываемый интервал, после чего обеспечивается возможность проведения обратной промывки для удаления продуктов реакции из ствола скважины с одновременным подъемом запорного шара на поверхность скважины.By installing an annular seat under the shut-off ball at the end of the pipe assembly, it is possible to carry out both direct and reverse flushing of the horizontal wellbore after the pipe string with the pipe assembly is lowered to the bottom of the well, and after dropping the shut-off ball into the pipe string, it is possible to inject acid into the formation in the processed interval, after which it is possible to carry out a backwash to remove reaction products from the wellbore while lifting molecular weight of the ball at the well surface.
Выполнение в трубной компановке между пакерами радиального сквозного канала калиброванным при прокачке кислоты по колонне труб под давлением позволяет производить и раскрытие пакеров и одновременно производить задавливание кислоты в пласт обрабатываемого интервала.The execution in the pipe arrangement between the packers of the radial through channel calibrated when pumping acid through the pipe string under pressure allows the packers to open and simultaneously crush the acid into the formation of the treated interval.
Выполнение трубной компановки с гидравлическими пакерами на обоих концах так, как было указано выше, позволяет каждый выявленный интервал с пониженной проницаемостью обработать отдельно с учетом его фактической проницаемости, что повышает эффективность обработки продуктивного пласта в разнородной по проницаемости залежи.The execution of the pipe line with hydraulic packers at both ends as described above, allows each identified interval with reduced permeability to be processed separately, taking into account its actual permeability, which increases the efficiency of processing the reservoir in a heterogeneous reservoir.
Вместе с тем введенная в нижнюю часть колонны труб трубная компановка при ее принятых размерах кроме того, что обеспечивает обработку каждого интервала отдельно, позволяет произвести обработку всех интервалов с пониженной проницаемостью в горизонтальном стволе поочередно, начиная от забоя до вертикального ствола, за один спуск устройства в горизонтальный ствол, благодаря возможности осуществлять перевод трубной компановки с пакерами в обратном от забоя направлении от одного интервала с пониженной проницаемостью к другому путем приподнимания колонны труб в стволе скважины.At the same time, the pipe arrangement introduced into the lower part of the pipe string with its accepted dimensions, in addition to processing each interval separately, allows you to process all intervals with reduced permeability in the horizontal shaft in turn, starting from the bottom to the vertical shaft, for one descent of the device into horizontal trunk, due to the ability to translate the pipe line with packers in the opposite direction from the bottom of the hole from one interval with reduced permeability to another by dnimaniya tubing string in the wellbore.
Существо изобретения поясняется чертежом, где на фиг.1 дан продольный разрез горизонтального ствола скважины после спуска на забой колонны труб с трубной компановкой на ее конце, на фиг.2 представлено движение жидкости при прямой промывке горизонтального ствола скважины, на фиг.3 представлено положение закачанной в горизонтальный ствол скважины кислоты и положение сброшенного в колонну труб запорного шара для обработки первого от забоя интервала с пониженной проницаемостью, на фиг.4 представлено положение пакеров трубной компановки после запакеровки первого интервала с пониженной проницаемостью при проведении операции по задавке в него кислоты, на фиг.5 представлено положение распакерованных пакеров трубной компановки после обработки первого интервала и показано движение жидкости в горизонтальном стволе скважины при проведении операции обратной промывки горизонтального ствола скважины по удалению продуктов реакции и подъему запорного шара на поверхность, на фиг.6 дано положение трубной компановки после перевода ее в зону второго от забоя интервала с пониженной проницаемостью.The invention is illustrated by the drawing, in which Fig. 1 shows a longitudinal section of a horizontal wellbore after descent to the bottom of a pipe string with a pipe arrangement at its end, Fig. 2 shows the fluid movement during direct flushing of a horizontal wellbore, Fig. 3 shows the pumped position into the horizontal borehole of the acid and the position of the locking ball dropped into the pipe string to process the first from the bottom hole interval with reduced permeability, Fig. 4 shows the position of the packers of the pipe assembly When packing the first interval with reduced permeability during an acid injection operation, Fig. 5 shows the position of the unpacked pipe packers after processing the first interval and shows the fluid movement in the horizontal wellbore during the backwash operation of the horizontal wellbore to remove reaction products and raising the locking ball to the surface, FIG. 6 shows the position of the pipe assembly after transferring it to the zone of the second interval from the bottom of the hole with a reduced oncity.
Устройство для реализации предлагаемого способа поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины содержит колонну труб 1 с трубной компановкой 2 в нижней части колонны. На обоих концах трубной компановки 2 установлены управляемые через колонну труб гидравлические пакеры 3. В трубе трубной компановки между пакерами 3 выполнен радиальный сквозной калиброванный канал 4. На конце трубной компановки 2 установлено кольцевое седло 5 под запорный шар 6, сбрасываемый в колонну труб 1 с поверхности.A device for implementing the proposed method of interval processing of the reservoir through an open horizontal wellbore contains a
Осуществляют предлагаемый способ следующим образом.Carry out the proposed method as follows.
Через вертикальный ствол 7 скважины в ее открытый горизонтальный ствол 8 спускают геофизические приборы и производят исследования приствольной зоны 9 горизонтального ствола 8, определяя пористость, проницаемость и нефтенасыщенность. Устанавливают интервалы с пониженной проницаемостью 10, 11 и 12, оценивают степень кавернозности и диаметры ствола на концах каждого выявленного интервала.Geophysical instruments are lowered through a
На дневной поверхности производят сборку трубной компановки 2. Размеры гидравлических пакеров 3 и расстояние между ними на трубе трубной компановки 2 при сборке принимают с учетом степени кавернозности и диаметров ствола на концах выявленных интервалов с пониженной проницаемостью. Диаметр радиального сквозного калиброванного канала 4 принимают с учетом проницаемости подлежащих обработке интервалов пласта и величины давления кислоты, необходимой для задавки ее в пласт, и с учетом характеристик гидравлических пакеров 3.The
После сборки трубную компановку 2 соединяют с нижним концом колонны труб 1 и через вертикальный ствол 7 скважины спускают их в открытый горизонтальный ствол 8 до забоя скважины (фиг.1). При незапакерованных пакерах 3 производят промывку горизонтального ствола скважины, которую можно производить как прямую (фиг.2), так и обратную. Вслед за промывкой через колонну труб 1 и трубную компановку 2 в скважину закачивают кислоту 13 в объеме, необходимом для обработки первого от забоя интервала 10, и сбрасывают запорный шар 6 (фиг.3). Запакеровывают пакерами 3 с обоих концов первый от забоя интервал 10 с пониженной проницаемостью и задавливают в него кислоту, после чего оставляют скважину на реакцию (фиг.4). Затем оба пакера 3 распакеровывают и проводят обратную промывку, в результате чего из ствола скважины удаляются продукты реакции, и одновременно поднимается на поверхность запорный шар 6 (фиг.5). После чего колонну труб 1 приподнимают, в результате чего она с трубной компановкой 2 передвигается в обратном от забоя направлении. Трубную компановку 2 с гидравлическими пакерами 3 останавливают в зоне второго от забоя интервала 11 с пониженной проницаемостью (фиг.6). С устья скважины в колонну труб 1 сбрасывают запорный шар 6, закачивают кислоту в объеме, необходимом для обработки интервала 11, запакеровывают его с обоих концов и одновременно задавливают в него кислоту, затем оставляют скважину на реакцию. После чего оба пакера 3 распакеровывают и проводят обратную промывку горизонтального ствола 8 скважины.After assembly, the
Указанные операции производят в вышеуказанной последовательности при обработке каждого интервала с пониженной проницаемостью.These operations are performed in the above sequence when processing each interval with reduced permeability.
Предлагаемый способ и устройство для его осуществления прошли испытания в промысловых условиях на пяти нефтедобывающих скважинах, горизонтальные стволы которых диаметром 144 мм были зарезаны на глубине от 1800 до 2100 метров и по длине составляли от 100 до 250 метров. В горизонтальных стволах было выявлено от двух до трех интервалов с пониженной проницаемостью.The proposed method and device for its implementation were tested in field conditions at five oil wells, the horizontal trunks of which with a diameter of 144 mm were cut to a depth of 1800 to 2100 meters and a length of 100 to 250 meters. In horizontal trunks, two to three intervals with reduced permeability were detected.
Испытания полностью подтвердили достижение указанной цели изобретения, а именно: все интервалы с пониженной проницаемостью были высокоэффективно обработаны за один спуск устройства, реализующего предлагаемый способ. Дебит нефти увеличился в 1,5-3 раза и составил по скважинам от 50 до 150 тонн в сутки.The tests fully confirmed the achievement of the stated objective of the invention, namely: all intervals with reduced permeability were highly efficiently processed in one descent of the device that implements the proposed method. The oil production rate increased by 1.5-3 times and amounted to 50 to 150 tons per day for wells.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003123749/03A RU2247832C1 (en) | 2003-07-28 | 2003-07-28 | Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003123749/03A RU2247832C1 (en) | 2003-07-28 | 2003-07-28 | Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003123749A RU2003123749A (en) | 2005-02-20 |
| RU2247832C1 true RU2247832C1 (en) | 2005-03-10 |
Family
ID=35218255
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003123749/03A RU2247832C1 (en) | 2003-07-28 | 2003-07-28 | Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2247832C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520187C2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | System and method for well production optimisation |
| RU2551612C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of acid treatment of oil reservoir |
| RU2570179C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole |
| RU2601960C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Well bottomhole zone treatment method |
| RU2618249C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well |
-
2003
- 2003-07-28 RU RU2003123749/03A patent/RU2247832C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом", Москва, Недра, 1989, № 10, с. 7-12. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520187C2 (en) * | 2007-12-20 | 2014-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | System and method for well production optimisation |
| RU2551612C1 (en) * | 2014-08-25 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of acid treatment of oil reservoir |
| RU2570179C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole |
| RU2601960C1 (en) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Well bottomhole zone treatment method |
| RU2618249C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003123749A (en) | 2005-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11634977B2 (en) | Well injection and production method and system | |
| US20220010664A1 (en) | Method for injecting fluid into a formation to produce oil | |
| US4187909A (en) | Method and apparatus for placing buoyant ball sealers | |
| US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
| US6260622B1 (en) | Apparatus and method of injecting treatment fluids into a formation surrounding an underground borehole | |
| US9822626B2 (en) | Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring | |
| NO337861B1 (en) | Multi-zone completion system | |
| AU2010265749A2 (en) | Apparatus and method for stimulating subterranean formations | |
| US11555378B2 (en) | Self-destructible frac ball enclosed within a destructible ball retainer | |
| US9605517B2 (en) | Wellbore assembly for injecting a fluid into a subsurface formation, and method of injecting fluids into a subsurface formation | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2247832C1 (en) | Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method | |
| RU2459945C1 (en) | Development method of multi-hole branched horizontal wells | |
| RU2682391C1 (en) | Formation in the well interval by interval multi-stage hydraulic fracturing performance method and a device for its implementation | |
| AU2015201029A1 (en) | Apparatus and method for stimulating subterranean formations | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2256773C1 (en) | Device for determining water influx intervals and water influx isolation in slanted and horizontal wells | |
| RU2531409C1 (en) | Method of well construction in complicated mining and geological conditions for drilling and device for its implementation | |
| RU2551612C1 (en) | Method of acid treatment of oil reservoir | |
| US9410413B2 (en) | Well system with annular space around casing for a treatment operation | |
| RU2256070C1 (en) | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector | |
| RU2410542C2 (en) | Method of degassing with centering of drilling rod, that of drilling rocks and device to this end | |
| RU2592921C1 (en) | Method of development of carbonate reservoir with water-oil zones | |
| RU2239057C1 (en) | Method for underground extraction of hydro-mineral resources | |
| RU2100580C1 (en) | Method of operation of well of multiformation oil field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090729 |