RU2295632C1 - Method for well drilling and development of multihorizon hydrocarbon field characterized by non-uniform geological conditions of productive bed attitudes - Google Patents
Method for well drilling and development of multihorizon hydrocarbon field characterized by non-uniform geological conditions of productive bed attitudes Download PDFInfo
- Publication number
- RU2295632C1 RU2295632C1 RU2006107849/03A RU2006107849A RU2295632C1 RU 2295632 C1 RU2295632 C1 RU 2295632C1 RU 2006107849/03 A RU2006107849/03 A RU 2006107849/03A RU 2006107849 A RU2006107849 A RU 2006107849A RU 2295632 C1 RU2295632 C1 RU 2295632C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- reservoir
- fluid
- formation
- wells
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при бурении и разработке многопластовых месторождений углеводородов (нефти, газа или газоконденсата) в случае, когда над основным разрабатываемым объектом в виде высокопроницаемого продуктивного пласта расположен низкопроницаемый продуктивный пласт с аномально высоким пластовым давлением, и его разработка при раздельной эксплуатации малорентабельна.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the drilling and development of multilayer hydrocarbon deposits (oil, gas or gas condensate) in the case when a low-permeable production formation with an abnormally high reservoir pressure is located above the main developed object in the form of a highly permeable reservoir, and its development when separate operation is unprofitable.
Известен способ разработки газовых месторождений, включающий разработку двух или нескольких пластов, эксплуатируемых раздельными сетками скважин с единой системой наземного обустройства и объединением потоков газа разных пластов (Закиров С.Н. и др. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974 г., с.312). Недостатком известного способа являются повышенные капитальные затраты при бурении раздельных сеток скважин на каждый пласт.A known method of developing gas fields, including the development of two or more reservoirs operated by separate well grids with a single land-based arrangement system and combining gas flows from different reservoirs (Zakirov S.N. et al. Design and development of gas fields. M .: Nedra, 1974 ., p. 312). The disadvantage of this method is the increased capital costs when drilling separate grids for each formation.
Известен способ разработки многопластового газового или газоконденсатного месторождения, включающий бурение добывающих скважин и перепуск газа из нижнего пласта в верхний с регулировкой давления (Патент РФ №2034131, кл. Е 21 В 43/00, 30.04.95).A known method of developing a multilayer gas or gas condensate field, including drilling production wells and transferring gas from the lower layer to the upper one with pressure control (RF Patent No. 2034131, CL E 21 B 43/00, 04/30/95).
Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:
1) ограничение объемов добычи газа из верхнего объекта разработки, т.к. необходимо поддерживать равенство объемов добываемого и перепускаемого газа, причем нижний пласт активно не разрабатывается;1) the limitation of gas production from the upper development, because it is necessary to maintain the equality of the volumes of gas produced and bypassed, and the lower layer is not actively developed;
2) возможные потери газа при перепуске в наиболее проницаемые пропластки верхнего объекта в области газоводяного контакта (ГВК);2) possible gas losses during bypass into the most permeable interlayers of the upper object in the gas-water contact (GWC) region;
3) увеличение капитальных затрат за счет увеличения фонда скважин на верхний основной объект и раздельной их эксплуатации;3) an increase in capital expenditures due to an increase in the well stock at the upper main facility and their separate operation;
4) необходимость подачи ингибитора гидратообразования в скважины, пробуренные на верхний низконапорный и низкотемпературный пласт.4) the need to feed a hydrate inhibitor into the wells drilled on the upper low-pressure and low-temperature formation.
Известен способ разработки многопластовых газовых месторождений (Патент РФ №2135748, кл. Е 21 В 43/16, 43/14, 27.08.99), включающий бурение добывающих скважин на нижний высоконапорный пласт в количестве, обеспечивающем запланированную добычу газа из всего месторождения, и предварительный, регулируемый по давлению, перепуск газа перед началом добычи по единой разбуренной сетке скважин из нижнего пласта в кровлю верхнего низконапорного пласта при закрытых скважинах на устье и до выравнивания пластового и забойного давлений в интервале вскрытия низконапорного пласта с последующей одновременно-совместной эксплуатацией верхнего и нижнего пластов, причем при обводнении нижнего пласта обводнившиеся скважины переводят на эксплуатацию верхнего пласта.A known method of developing multilayer gas fields (RF Patent No. 2135748, class E 21 B 43/16, 43/14, 08/27/99), including drilling production wells on the lower high-pressure formation in an amount that ensures the planned production of gas from the entire field, and preliminary, pressure-controlled, gas bypass before production begins on a single drilled grid of wells from the lower formation to the roof of the upper low-pressure formation with closed wells at the wellhead and before the formation and bottomhole pressures are equal in the interval of opening low upstream reservoir followed by simultaneous joint operation of the upper and lower reservoirs, and when the lower reservoir is flooded, watered wells are transferred to the operation of the upper reservoir.
Недостатком известного способа являются высокие затраты на бурение скважин в случае, когда вышележащий продуктивный пласт (группа пластов) сложен низкопроницаемыми породами-коллекторами и обладает аномально высоким пластовым давлением (АВПД), то есть является более высоконапорным по сравнению с принятым за основной объект разработки ниже расположенным продуктивным пластом, пластовое давление в котором равно или меньше гидростатического. Поэтому в соответствии с требованиями безопасности вскрытие верхнего пласта необходимо производить на утяжеленных буровых растворах, а для исключения их воздействия на коллекторские свойства нижнего пласта и предотвращения поглощения бурового раствора необходимо герметичное разобщение пластов, для чего верхний пласт должен быть перекрыт обсадной колонной и зацементирован, после чего производится вскрытие нижнего пласта на более облегченных буровых растворах.The disadvantage of this method is the high cost of drilling wells in the case when the overlying productive formation (group of formations) is composed of low-permeability reservoir rocks and has an abnormally high reservoir pressure (ARP), that is, it is more high-pressure compared to the lower located productive reservoir, reservoir pressure in which is equal to or less than hydrostatic. Therefore, in accordance with safety requirements, the opening of the upper formation must be performed with heavier drilling fluids, and to exclude their impact on the reservoir properties of the lower formation and to prevent the absorption of drilling fluid, tight separation of the layers is necessary, for which the upper formation must be covered by casing and cemented, after which opening of the lower layer on more lightweight drilling fluids.
Усложнение конструкции скважины за счет введения дополнительной технической колонны, затраты времени на перекрытие верхнего пласта и дополнительные затраты на материалы (обсадные трубы, утяжелитель бурового раствора и цемент) значительно повышают стоимость добывающих скважин на нижний высокопроницаемый пласт, выбранный в качестве основного объекта разработки.The complication of the design of the well due to the introduction of an additional technical string, the time required to shut off the upper formation and the additional costs of materials (casing, weighting of drilling mud and cement) significantly increase the cost of production wells for the lower highly permeable formation selected as the main development target.
Задачей изобретения является сокращение капитальных затрат на бурение скважин и повышение эффективности разработки месторождения.The objective of the invention is to reduce capital costs for drilling wells and increase the efficiency of field development.
Для достижения этого технического результата в известном способе бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов, включающем:To achieve this technical result in the known method of drilling and development of multilayer hydrocarbon deposits with heterogeneous geological conditions of occurrence of productive formations, including:
- бурение эксплуатационных скважин на выбранный в качестве основного объекта разработки нижний пласт,- drilling production wells at the lower layer selected as the main development object,
- предварительный, регулируемый по давлению, перепуск флюида из высоконапорного пласта в зону распространения флюида в низконапорном пласте, ограниченную контактом флюида с пластовой водой, при закрытых скважинах на устье;- preliminary, pressure-controlled, fluid transfer from the high-pressure formation to the fluid distribution zone in the low-pressure formation, limited by the contact of the fluid with the formation water, with closed wells at the wellhead;
- и последующую эксплуатацию месторождения,- and subsequent operation of the field,
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮACCORDING TO THE INVENTION
- в случае, когда над основным разрабатываемым объектом в виде нижнего высокопроницаемого пласта расположен низкопроницаемый пласт с аномально высоким пластовым давлением, а разработка месторождения осуществляется кустами скважин, кустовое бурение скважин производят в два этапа:- in the case when a low-permeable layer with an abnormally high reservoir pressure is located above the main development object in the form of a lower highly permeable formation, and the field is developed by well clusters, cluster drilling of wells is carried out in two stages:
- на первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин, через которые осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта в нижний низконапорный пласт;- at the first stage, bypass wells are drilled at each wellbore, through which fluid is transferred from the upper high-pressure formation to the lower low-pressure formation;
- причем бурение перепускных скважин осуществляют с многоствольными горизонтальными окончаниями в оба пласта,- moreover, the drilling of bypass wells is carried out with multi-lateral horizontal endings in both layers,
- а выше интервала зарезки боковых стволов в верхний низкопроницаемый пласт устанавливают непроницаемый раздел, например в виде цементного моста, после чего выше него осуществляют бурение бокового ствола на нижний высокопроницаемый пласт и последующее разбуривание непроницаемого раздела;- and above the cutoff interval of the sidetracks, an impermeable section is installed in the upper low-permeable formation, for example in the form of a cement bridge, after which a sidetrack is drilled above it onto the lower highly-permeable formation and subsequent drilling of the impermeable section;
- на втором этапе, после того как пластовое давление в интервале вскрытия верхнего высоконапорного пласта снизится до величины, превышающей гидростатическое давление не более чем на 5-10%, на каждом кусте производят бурение эксплуатационных скважин,- at the second stage, after the reservoir pressure in the interval of opening the upper high-pressure reservoir decreases to a value exceeding the hydrostatic pressure by no more than 5-10%, production wells are drilled on each well,
- и добычу флюида осуществляют из нижнего пласта.- and the production of fluid is carried out from the lower reservoir.
На фиг.1 изображена схема заявляемого способа, вид сбоку, на фиг.2 - то же, вид сверху.Figure 1 shows a diagram of the proposed method, side view, figure 2 is the same, top view.
Заявляемый способ осуществляют следующим образом.The inventive method is as follows.
На многопластовом месторождении углеводородов, представленном разнопроницаемыми пластами-коллекторами 1 и 2, разделенными непроницаемым разделом, в случае, когда над основным объектом разработки в виде высокопроницаемого низконапорного пласта 2 расположен низкопроницаемый пласт 1 с аномально высоким пластовым давлением, и разработка верхнего пласта 1 при раздельной эксплуатации малорентабельна, причем схема разработки месторождения предполагает добычу полезного флюида из нижнего пласта 2 кустовым способом, кустовое бурение скважин осуществляют в два этапа.In a multilayer hydrocarbon field, represented by different-permeable reservoirs 1 and 2, separated by an impermeable section, in the case when a low-permeable reservoir 1 with an abnormally high reservoir pressure is located above the main development object in the form of a highly permeable low-pressure reservoir 2, and the development of the upper reservoir 1 during separate operation unprofitable, and the field development scheme involves the production of useful fluid from the lower reservoir 2 by the cluster method, cluster drilling of wells suschestvlyayut in two stages.
На первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин 3 на выбранный в качестве основного объекта разработки нижний низконапорный пласт 2. При этом вертикальным стволом осуществляют вскрытие верхнего низкопроницаемого пласта 1 с аномально высоким пластовым давлением на утяжеленном буровом растворе, плотность которого определяется необходимым превышением гидростатического давления над аномально высоким пластовым давлением верхнего пласта.At the first stage,
После спуска обсадной колонны и ее цементирования из вертикального ствола в верхний пласт бурят боковые стволы 4 с горизонтальными окончаниями для ускорения процесса перепуска флюида из верхнего низкопроницаемого пласта 1 в нижний высокопроницаемый пласт 2. После этого выше интервала зарезки боковых стволов 4 в обсадной колонне устанавливают непроницаемый раздел 5, например в виде цементного моста, с последующим бурением бокового ствола 6 с горизонтальными окончаниями 7 на нижний высокопроницаемый пласт 2, причем интервал зарезки бокового ствола 6 располагается выше непроницаемого раздела 5. После разбуривания непроницаемого раздела 5 в вертикальный ствол спускают лифтовую колонну насосно-компрессорных труб с оборудованием, регулирующим и контролирующим давление и количество перепускаемого флюида, закрывают устье скважины и осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта 1 в зону распространения флюида в низконапорном пласте 2, ограниченную контактом флюида с пластовой водой.After lowering the casing and cementing it from the vertical wellbore into the upper formation,
Перепуск флюида осуществляют до момента, когда пластовое давление в интервале вскрытия верхнего высоконапорного пласта 1 снизится до величины, превышающей гидростатическое давление не более чем на 5-10%. Эта величина пластового давления позволяет производить последующее бурение эксплуатационных скважин без утяжеления бурового раствора при вскрытии пласта 1 и без негативного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства пласта 2 при его вскрытии.Fluid bypass is carried out until the reservoir pressure in the opening interval of the upper high-pressure reservoir 1 decreases to a value exceeding the hydrostatic pressure by no more than 5-10%. This value of reservoir pressure allows subsequent drilling of production wells without weighting the drilling fluid when opening the formation 1 and without negative impact of the drilling fluid on the reservoir properties of the formation 2 when opening it.
Добычу газа в период перепуска не производят, а за это время осуществляют обустройство промысла.No gas is produced during the bypass period, and during this time the field is equipped.
Поскольку верхний низкопроницаемый пласт 1 характеризуется аномально высоким пластовым давлением, а давление в нижнем высокопроницаемом пласте 2 равно или меньше гидростатического, за счет репрессии флюид из верхнего пласта 1 будет поступать в нижний пласт 2. При этом пластовое давление в приствольной зоне горизонтальных окончаний 4 верхнего пласта 1 будет постепенно уменьшаться, а пластовое давление в приствольной зоне горизонтальных окончаний 7 нижнего пласта 2 будет постепенно увеличиваться. Таким образом, вокруг перепускной скважины в пластах 1 и 2 образуются зоны дренирования 8 с радиусом, постоянно увеличивающимся во времени.Since the upper low-permeability formation 1 is characterized by an abnormally high reservoir pressure, and the pressure in the lower highly-permeable formation 2 is equal to or less than hydrostatic, due to repression, fluid from the upper formation 1 will flow into the lower formation 2. At the same time, the reservoir pressure in the near-stem zone of the
При этом количество q перепускаемого флюида из высоконапорного пласта 1 за время перепуска t определяется из выражения:The quantity q of the bypassed fluid from the high-pressure reservoir 1 during the bypass time t is determined from the expression:
где q - количество перепускаемого флюида;where q is the amount of fluid bypassed;
- средний коэффициент гидропроводности для пластов 1 и 2, - the average coefficient of hydraulic conductivity for reservoirs 1 and 2,
гдеWhere
гдеWhere
k1 и k2 - проницаемость пластов 1 и 2;k 1 and k 2 - permeability of layers 1 and 2;
h1 и h2 - эффективная толщина пластов 1 и 2;h 1 and h 2 - effective thickness of layers 1 and 2;
μ - вязкость перепускаемого флюида;μ is the viscosity of the bypassed fluid;
рст - давление в стандартных условиях;p article - pressure in standard conditions;
р1 и р2 - пластовые давления в пластах 1 и 2;p 1 and p 2 - reservoir pressure in reservoirs 1 and 2;
t - время перепуска флюида;t is the fluid bypass time;
χср - средняя пьезопроводность пластов 1 и 2;χ cf - the average piezoconductivity of formations 1 and 2;
гдеWhere
χср - пьезопроводность пластов 1 и 2.χ cf - piezoconductivity of formations 1 and 2.
А забойные давления р1з и р2з в интервале вскрытия верхнего 1 и нижнего 2 пластов определяются из выражения:And bottomhole pressures p 1z and p 2z in the interval of opening the upper 1 and lower 2 layers are determined from the expression:
гдеWhere
σ - переменная интегрирования;σ is the integration variable;
d - расстояние между забоями перепускных скважин.d is the distance between the faces of the bypass wells.
После снижения пластового давления в верхнем высоконапорном пласте 1 до величины, превышающей гидростатическое давление не более чем на 5-10%, осуществляют кустовое бурение эксплуатационных скважин 9, в конструкции которых благодаря уменьшению пластового давления в верхнем пласте и увеличению пластового давления в нижнем пласте будет отсутствовать дополнительная обсадная колонна, перекрывающая верхний пласт, и вскрытие обоих пластов будет производиться на облегченном буровом растворе. Тем самым будут значительно уменьшены капитальные затраты на бурение эксплуатационного фонда скважин.After the reservoir pressure in the upper high-pressure reservoir 1 is reduced to a value that is not more than 5–10% higher than the hydrostatic pressure, cluster drilling of
После спуска и цементирования эксплуатационной колонны в скважинах 9 производят перфорацию в интервале нижнего пласта 2, спускают лифтовую колонну и осуществляют добычу полезного флюида из нижнего пласта 2.After lowering and cementing the production string in the
По мере отбора флюида пластовое давление в нижнем пласте 2 будет уменьшаться, перепад давлений между нижним 2 и верхним 1 пластами будет увеличиваться, что интенсифицирует переток флюида из верхнего пласта 1 в нижний пласт 2.As the fluid is sampled, reservoir pressure in the lower reservoir 2 will decrease, the pressure differential between the lower 2 and upper 1 reservoirs will increase, which intensifies the flow of fluid from the upper reservoir 1 into the lower reservoir 2.
Таким образом, суммарная добыча флюида из месторождения будет складываться из объема добычи флюида из нижнего пласта 2 и объема флюида из верхнего пласта 1, поступившего в нижний пласт 2 по перепускным скважинам 3.Thus, the total fluid production from the field will be composed of the volume of fluid production from the lower reservoir 2 and the volume of fluid from the upper reservoir 1, which entered the lower reservoir 2 through
Пример. При разведке одного из многопластовых месторождений углеводородов в Тюменской области были вскрыты две газовые залежи: верхняя - сенон, приуроченная к кузнецовской свите, и нижняя - сеноман, приуроченная к покурской свите, которые характеризуются следующими параметрами:Example. During the exploration of one of the multi-layer hydrocarbon deposits in the Tyumen region, two gas deposits were discovered: the upper one is the Senon, confined to the Kuznetsov Formation, and the lower one is the Cenoman, confined to the Pokur Formation, which are characterized by the following parameters:
а) сенонa) senon
- глубина залегания 770 м,- a depth of 770 m,
- средняя газонасыщенная толщина - 10 м,- average gas-saturated thickness - 10 m,
- пластовое давление - 9,5 МПа, т.е. коэффициент аномальности по пластовому давлению составляет Ka=1,23;- reservoir pressure - 9.5 MPa, i.e. the coefficient of anomalies in reservoir pressure is Ka = 1.23;
- запасы газа - 200 млрд. м3;- gas reserves - 200 billion m 3 ;
б) сеноманb) cenomanian
- глубина залегания 920 м,- depth of 920 m,
- средняя газонасыщенная толщина - 35 м,- average gas-saturated thickness - 35 m,
- пластовое давление - 9,2 МПа,- reservoir pressure - 9.2 MPa,
- запасы газа - 600 млрд. м3.- gas reserves - 600 billion m 3 .
Для осуществления заявляемого способа на стадии геологоразведочных работ была осуществлена опытно-промышленная эксплуатация, и с этой целью в южной части месторождения одну из разведочных скважин использовали как перепускную, для чего из вертикального ствола выше пласта 1 осуществили зарезку и бурение бокового ствола 4 с горизонтальным окончанием на верхний высоконапорный пласт 1. Выше интервала зарезки бокового ствола 4 в вертикальном стволе 3 установили непроницаемый раздел 5 в виде цементного моста и выше него осуществили зарезку и бурение бокового ствола 6 с горизонтальным окончанием 7 на нижний высокопроницаемый пласт 2.For the implementation of the proposed method at the stage of exploration, experimental production was carried out, and for this purpose, one of the exploration wells was used as a bypass in the southern part of the field, for which sidetrack 4 was cut and drilled from a vertical well above reservoir 1 with a horizontal end to upper high-pressure formation 1. Above the cutoff interval of the
После разбуривания непроницаемого раздела 5 в вертикальный ствол спустили лифтовую колонну насосно-компрессорных труб с оборудованием, регулирующим и контролирующим давление и количество перепускаемого флюида, закрыли устье скважины 3 и осуществили переток газа из сенона (пласт 1) в сеноман (пласт 2).After drilling the impenetrable section 5 into the vertical shaft, the tubing string was lowered with equipment that regulates and controls the pressure and amount of fluid to be transferred, the
В течение 2-х лет забойное давление в интервале сенона снизилось до 7,8 МПа, а в интервале сеномана повысилось до 9,3 МПа. При этом объем поступившего газа из сенона в сеноман составил по показаниям контрольно-регулирующей аппаратуры 480 млн. м3, а радиус зоны дренажа по расчетам составил: в сеноне - 1500 м, а в сеномане - 500 м. Затем на кусте было осуществлено эксплуатационное бурение в количестве четырех наклонно направленных скважин и осуществлена добыча газа из сеномана.Over the course of 2 years, the bottomhole pressure in the senon interval decreased to 7.8 MPa, and in the cenomanian interval it increased to 9.3 MPa. At the same time, the volume of gas supplied from the Cenon to the Cenomanian amounted to 480 million m 3 according to the testimony of the control and regulating equipment, and the radius of the drainage zone according to calculations was: in the Cenon - 1,500 m, and in the Cenomanian - 500 m. Then, operational drilling was carried out on the bush in the amount of four directional wells and gas production from the Cenomanian was carried out.
В течение года добыча газа с куста составила 100 млн. м3, однако падения пластового давления в сеномане не наблюдалось благодаря постоянной подпитке газом, перетекающим из сенона.During the year, gas production from the bush amounted to 100 million m 3 , however, a decrease in reservoir pressure in the Cenomanian was not observed due to the constant supply of gas flowing from the Senon.
Использование предлагаемого способа бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов обеспечивает по сравнению с существующими в настоящее время способами сокращение капитальных затрат на бурение и позволяет эффективно вырабатывать ресурсы обоих эксплуатационных объектов.Using the proposed method of drilling and development of multilayer hydrocarbon deposits with heterogeneous geological conditions of occurrence of productive formations provides a reduction in capital costs for drilling compared to existing methods and allows you to efficiently generate the resources of both production facilities.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006107849/03A RU2295632C1 (en) | 2006-03-13 | 2006-03-13 | Method for well drilling and development of multihorizon hydrocarbon field characterized by non-uniform geological conditions of productive bed attitudes |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006107849/03A RU2295632C1 (en) | 2006-03-13 | 2006-03-13 | Method for well drilling and development of multihorizon hydrocarbon field characterized by non-uniform geological conditions of productive bed attitudes |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2295632C1 true RU2295632C1 (en) | 2007-03-20 |
Family
ID=37994108
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006107849/03A RU2295632C1 (en) | 2006-03-13 | 2006-03-13 | Method for well drilling and development of multihorizon hydrocarbon field characterized by non-uniform geological conditions of productive bed attitudes |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2295632C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
CN102926719A (en) * | 2012-11-01 | 2013-02-13 | 中国海洋石油总公司 | Method for exploiting abnormally high-pressure gas deposit |
RU2536523C1 (en) * | 2013-07-24 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Development of multi-zone gas field |
RU2580562C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
RU2760313C1 (en) * | 2020-12-07 | 2021-11-23 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Method for extraction of hydrocarbon raw materials from multi-layer fields |
-
2006
- 2006-03-13 RU RU2006107849/03A patent/RU2295632C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КАЛИНИН А.Г. и др., Бурение наклонных скважин, Москва, Недра, 1990, с.281-282. * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459935C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi-site oil deposit development method |
CN102926719A (en) * | 2012-11-01 | 2013-02-13 | 中国海洋石油总公司 | Method for exploiting abnormally high-pressure gas deposit |
RU2536523C1 (en) * | 2013-07-24 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Development of multi-zone gas field |
RU2580562C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
RU2760313C1 (en) * | 2020-12-07 | 2021-11-23 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Method for extraction of hydrocarbon raw materials from multi-layer fields |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
CN110397428B (en) | Displacement coalbed methane yield increasing method for coalbed methane jointly mined by vertical well and U-shaped butt well | |
RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
RU2374435C2 (en) | Method of multi-layered oil field development with presents of highly permeable interlayer using hydraulic fracturing | |
RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
RU2295632C1 (en) | Method for well drilling and development of multihorizon hydrocarbon field characterized by non-uniform geological conditions of productive bed attitudes | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
RU2678337C1 (en) | Multi-layer deposits with hard-to-recover oil reserves development method by the compacting grid method | |
RU2305758C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2370640C1 (en) | Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes | |
CN107246254A (en) | Coal-based gas U-shaped well drilling and development method | |
RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells | |
RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
CN111827997A (en) | Exploitation method for improving recovery ratio of low-pressure tight oil reservoir | |
RU2282023C1 (en) | Development method for oil deposit having oil-water zones | |
RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
RU2438008C1 (en) | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180314 |