RU2560018C1 - Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины - Google Patents
Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2560018C1 RU2560018C1 RU2014127866/03A RU2014127866A RU2560018C1 RU 2560018 C1 RU2560018 C1 RU 2560018C1 RU 2014127866/03 A RU2014127866/03 A RU 2014127866/03A RU 2014127866 A RU2014127866 A RU 2014127866A RU 2560018 C1 RU2560018 C1 RU 2560018C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water
- producing well
- horizontal section
- producing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину и закачку водоизоляционного материала. После извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины ниже необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающим вдоль водопроявляющий пласт. Причем забой горизонтального участка дополнительного ствола бурят длиннее - на расстоянии 50 м от забоя необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины. Затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб (ГТ), осевым перемещением колонны ГТ от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала производят изоляцию водопроявляющего пласта и дополнительного ствола до интервала его зарезки из добывающей скважины. Причем в качестве водоизоляционного материала используют смесь из высоковязкой и угленосной нефти в отношении 70% на 30%, а в качестве закрепляющего материала используют высоковязкую нефть с температурой 60-70°C. Затем извлекают из дополнительной скважины колонну ГТ, спускают в необсаженный ствол с горизонтальным участком добывающей скважины насосное оборудование и запускают добывающую скважину в эксплуатацию. В процессе эксплуатации добывающей скважины производят периодический отбор проб добываемой продукции. При повышении обводненности добываемой продукции выше допустимой величины производят извлечение из скважины насосного оборудования, выполняют геофизические исследования горизонтального участка ствола добывающей скважины и определяют интервал притока водопроявляющего пласта. После чего спускают в скважину колонну НКТ, оснащенную пакерами, отсекают изолируемый интервал пакерами с двух сторон и производят изоляцию интервала необсаженного ствола горизонтального участка добывающей скважины закачкой высоковязкой эмульсии, в качестве которой используется смесь из высоковязкой и товарной угленосной нефти в отношении 70% на 30%. При этом образующийся в скважине гидроизолирующий экран непроницаем для воды и пропускает нефть, так как вязкость эмульсии резко уменьшается при разбавлении нефтью. Затем вновь спускают насосное оборудование в необсаженный ствол горизонтального участка добывающей скважины и продолжают ее эксплуатацию. Техническим результатом является повышение качества и технологичности проведения водоизоляционных работ. 3 ил., 1табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.
Известен способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (патент RU №2363841, МПК Е21В 43/32, опубл. 10.08.2009 г. бюл №22), включающий закачку полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера, при этом перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем "жизни", в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней границы интервала обработки раствором полимера, после выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкое качество водоизоляционных работ - ВИР, обусловленное быстрым прорывом изолируемой воды в горизонтальный ствол добывающей скважины вдоль тонкой непроницаемой корки. Это происходит вследствие того, что горизонтальные стволы пробурены вдоль напластования пород, а проницаемость пород вдоль напластования значительно выше, чем в поперечном направлении, поэтому пластовая вода может легко фильтроваться по напластованию пород вдоль тонкой непроницаемой корки и прорывается в полость горизонтального ствола;
- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная со сложностью технологии проведения водоизоляционных работ, связанной с последовательной закачкой водоизоляционных материалов: блокирующей жидкости с оптимальным временем "жизни", полимера, деструктора полимера, при этом необходимо строго соблюдать пропорции закачиваемых материалов, а также время закачки и выдержки;
- в-третьих, невозможно оценить эффективность ВИР, так как после проведения ВИР не контролируется обводненность добываемой продукции, отбираемой из необсаженного горизонтального участка ствола добывающей скважины, поэтому бесконтрольная эксплуатация такой скважины становится убыточной.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины (патент RU №2273722, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.04.2006 г., бюл №10), включающий извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в скважину, закачку через них водоизоляционного раствора с твердеющими свойствами, при этом напротив интервалов водопроявляющих пластов образуют непроницаемую корку, для чего в качестве водоизоляционного раствора используют цементный раствор, модифицированный поливинилацетатным реагентом в количестве 0,25-0,5% к массе цемента с объемом, обеспечивающим заполнение затрубного пространства необсаженного горизонтального участка через колонну НКТ, спущенную до забоя горизонтального участка ствола скважины, и выдержкой в течение 2-3 ч с последующим его вымыванием из затрубного пространства прямой или обратной циркуляцией после начала схватывания цемента.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкое качество водоизоляционных работ, обусловленное быстрым прорывом изолируемой воды в горизонтальный ствол добывающей скважины вдоль тонкой непроницаемой корки. Это происходит вследствие того, что горизонтальные стволы пробурены вдоль напластования пород, а проницаемость пород вдоль напластования значительно выше, чем в поперечном направлении, поэтому пластовая вода из нижележащего водоносного пласта легко фильтруется по напластованию пород вдоль тонкой непроницаемой корки и прорывается в полость необсаженного ствола горизонтального участка добывающей скважины;
- во-вторых, невозможно оценить эффективность ВИР, так как после проведения ВИР не контролируется обводненность добываемой продукции, отбираемой из необсаженного горизонтального участка ствола добывающей скважины, поэтому бесконтрольная эксплуатация такой скважины становится убыточной;
- в третьих, низкая технологичность проведения ВИР, так как перед проведением ВИР не предусмотрено геофизическое исследование ствола с целью выявления интервала(ов) водопритока в ствол добывающей скважины, поэтому ВИР производят по всей длине необсаженного горизонтального участка ствола добывающей скважины, при этом на стенках проницаемых участков ствола скважины создается плотная и тонкая непроницаемая цементная корка;
- в-четвертых, плотная и тонкая непроницаемая цементная корка образуется на стенках горизонтального участка ствола добывающей скважины по всей длине ствола, что оказывает негативное воздействие химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины и выражается в падении дебита добываемой продукции.
Техническими задачами изобретения являются повышение качества ВИР с возможностью оценки эффективности проведенных ВИР в процессе эксплуатации добывающей скважины, а также повышение технологичности проведения ВИР и снижение негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины.
Поставленная задача решается способом изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, включающим извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в скважину, закачку водоизоляционного материала.
Новым является то, что после извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины ниже необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающим вдоль водопроявляющий пласт, причем забой горизонтального участка дополнительного ствола бурят длиннее - на расстоянии 50 м от забоя необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины, затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб - ГТ, осевым перемещением колонны ГТ от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала производят изоляцию водопроявляющего пласта и дополнительного ствола до интервала его зарезки из добывающей скважины, причем в качестве водоизоляционного материала используют смесь из высоковязкой и угленосной нефти в отношении 70% на 30%, а в качестве закрепляющего материала используют высоковязкую нефть с температурой 60-70°C, затем извлекают из дополнительной скважины колонну ГТ, спускают в необсаженный ствол с горизонтальным участком добывающей скважины насосное оборудование и запускают добывающую скважину в эксплуатацию, в процессе эксплуатации добывающей скважины производят периодический отбор проб добываемой продукции, при повышении обводненности добываемой продукции выше допустимой величины производят извлечение из скважины насосного оборудования, выполняют геофизические исследования горизонтального участка ствола добывающей скважины и определяют интервал притока водопроявляющего пласта, после чего спускают в скважину колонну НКТ, оснащенную пакерами, отсекают изолируемый интервал пакерами с двух сторон и производят изоляцию интервала необсаженного ствола горизонтального участка добывающей скважины закачкой высоковязкой эмульсии, в качестве которой используется смесь из высоковязкой и товарной угленосной нефти в отношении 70% на 30%, при этом образующийся в скважине гидроизолирующий экран непроницаем для воды и пропускает нефть, так как вязкость эмульсии резко уменьшается при разбавлении нефтью, затем вновь спускают насосное оборудование в необсаженный ствол горизонтального участка добывающей скважины и продолжают ее эксплуатацию.
На фиг. 1, 2 и 3 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины.
Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины реализуют следующим образом.
Осуществляют эксплуатацию добывающей скважины 1 (см. фиг. 1) через необсаженный ствол с горизонтальным участком 2, вскрывшим продуктивный пласт 3 вдоль. Например, добывающая скважина 1 имеет необсаженный ствол с горизонтальным участком 2 диаметром 144 мм.
В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 происходит обводнение продукции его необсаженного ствола с горизонтальным участком 2 подошвенной водой, после чего приступают к ВИР.
Извлекают насосное оборудование (на фиг. 1 не показано) из необсаженного ствола с горизонтальным участком 2 (см. фиг. 1) добывающей скважины 1.
Далее ниже необсаженного ствола с горизонтальным участком 2 добывающей скважины 1 бурят дополнительный ствол 4 с горизонтальным участком 5, вскрывающим вдоль водопроявляющий пласт 6 (источник поступления подошвенной воды в необсаженный горизонтальный участок 2 добывающей скважины). Например, дополнительный ствол 4 с горизонтальным участком 5 бурят диаметром 102 мм.
Забой 7 горизонтального участка 5 дополнительного ствола 4 бурят длиннее - на расстоянии L=50 м от забоя 8 необсаженного ствола с горизонтальным участком 2 добывающей скважины 1. Например, забой 7 горизонтального участка 5 дополнительного ствола 4 составляет 1160 м, тогда забой 8 необсаженного ствола с горизонтальным участком 2 добывающей скважины 1-1210 м.
Затем до забоя 7 дополнительного ствола 4 спускают колонну гибких труб - ГТ (на фиг. 1 и 2 не показана) и осевым перемещением колонны ГТ от забоя к устью и одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала производят изоляцию водопроявляющего пласта 6 и дополнительного ствола 4 до интервала 9 его зарезки из добывающей скважины 1.
В качестве водоизоляционного материала используют смесь из высоковязкой и угленосной нефти (см. таблицу), а в качестве закрепляющего материала используют высоковязкую нефть с температурой 60-70°C. Для ее закачки в скважину производят предварительную закачку по колонне ГТ горячей воды с температурой 80°C. При остывании высоковязкой нефти до температуры 40-50°C она становится не прокачиваемой ввиду возрастания ее вязкости (см. таблицу).
Таблица - Зависимость высоковязкой нефти и смеси ее с угленосной нефтью от температуры
Затем извлекают из добывающей скважины 1 колонну ГТ, спускают в необсаженный ствол с горизонтальным участком 2 добывающей скважины 1 насосное оборудование 9 (см. фиг. 2) и запускают добывающую скважину 1 в эксплуатацию.
Благодаря бурению ниже необсаженного ствола горизонтального участка 2 добывающей скважины 1 дополнительного ствола 4 с горизонтальным участком 5 в водопроявляющем пласте 6 с последующей изоляцией водопроявляющего пласта 6 повышается качество ВИР и исключается водоприток в поперечном направлении в необсаженный ствол горизонтального участка 2 добывающей скважины 1.
Также повышается качество ВИР за счет выполнения забоя 7 горизонтального участка 5 дополнительного ствола 4 длиннее - на расстоянии L=50 м от забоя 8 необсаженного ствола с горизонтальным участком 2 добывающей скважины 1, так как это позволяет исключить водоприток в продольном направлении, т.е. к забою 8 от забоя 7 необсаженного ствола с горизонтальным участком 2 добывающей скважины 1.
В процессе эксплуатации добывающей скважины 1 производят периодический отбор проб (на фиг. 1, 2 и 3 не показан) добываемой продукции и производят их анализ.
Например, отбор проб добываемой продукции и их анализ производят с периодичностью один раз в пять суток.
В случае повышения обводненности добываемой продукции выше допустимой величины, например, при повышении обводненности добываемой продукции выше величины 93% (определяется опытным путем для каждой нефтяной залежи), например, обводненность добываемой продукции составляет 95%, то производят извлечение из добывающей скважины 1 насосного оборудования 9 и выполняют геофизические исследования горизонтального участка ствола 2 добывающей скважины 1.
Например, геофизические исследования горизонтального участка ствола 2 добывающей скважины 1 проводят с помощью геофизического комплекса АГАТ-42 (ООО «ТНГ-Групп» г. Бугульма, РТ, Россия), спускаемого на кабеле (на фиг. 1 и 2 не показан).
Благодаря проведенным геофизическим исследованиям определяют интервал 10 (см. фиг. 3) притока воды в необсаженный ствол горизонтального участка 2 скважины 1. Например, интервалом 10 притока воды в необсаженный ствол горизонтального участка 2 скважины 1 является интервал 830-840 м. После чего спускают в добывающую скважину 1 колонну НКТ, оснащенную пакерами 11 и 12, и отсекают изолируемый интервал пакерами с двух сторон и производят изоляцию интервала 830-840 м необсаженного ствола горизонтального участка 2 добывающей скважины 1 закачкой высоковязкой эмульсии, в качестве которой используется смесь высоковязкой и угленосной нефти.
В интервале 10 притока воды, т.е. на стенках необсаженного ствола горизонтального участка 2 добывающей скважины 1, создается гидроизолирующий экран, непроницаемый для воды и пропускающий нефть, так как вязкость эмульсии резко уменьшается при разбавлении нефтью, что позволяет снизить негативное воздействие химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины на остальной длине ствола.
При наличии нескольких интервалов (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) притока воды в необсаженный ствол горизонтального участка 2 (см. фиг. 3) скважины 1 изоляцию этих интервалов притока производят, поочередно отсекая каждый интервал по отдельности с обеих сторон пакерами 11 и 12, соответственно в направлении от забоя 8 к устью 13 добывающей скважины.
При реализации предлагаемого способа повышается технологичность проведения ВИР, так как перед проведением ВИР производят геофизические исследования ствола с целью выявления интервала водопритока в ствол добывающей скважины, поэтому ВИР производят не по всему стволу как описано в прототипе, а избирательно в заданном интервале или интервалах водопритока, что позволяет сократить продолжительность проведения ВИР и материальные затраты на химические реагенты.
Вновь спускают насосное оборудование 9 (см. фиг. 2) в необсаженный ствол горизонтального участка 2 добывающей скважины 1 и продолжают ее эксплуатацию.
При повторном повышении обводненности добываемой продукции выше допустимой величины (обводненность добываемой продукции имеет величину свыше 93%), технологические операции, начиная с извлечения из скважины 1 насосного оборудования и заканчивая закачкой высоковязкой эмульсии в интервал притока воды в ствол горизонтального участка добывающей скважины, повторяют.
Возможность периодического отбора проб добываемой продукции и их анализа позволяет оценить эффективность ВИР, вести контролируемую эксплуатацию добывающей скважины и исключить нерентабельную эксплуатацию скважины, и при необходимости произвести повторные ВИР.
Предлагаемый способ позволяет:
- повысить качество ВИР;
- оценить эффективность проведенных ВИР и контролировать обводненность добываемой продукции в процессе эксплуатации добывающей скважины;
- повысить технологичность проведения ВИР путем избирательной изоляции интервала водопритока;
- снизить негативное воздействие химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины.
Claims (1)
- Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, включающий извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в скважину, закачку водоизоляционного материала, отличающийся тем, что после извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины ниже необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающим вдоль водопроявляющий пласт, причем забой горизонтального участка дополнительного ствола бурят длиннее - на расстоянии 50 м от забоя необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины, затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб - ГТ, осевым перемещением колонны ГТ от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала производят изоляцию водопроявляющего пласта и дополнительного ствола до интервала его зарезки из добывающей скважины, причем в качестве водоизоляционного материала используют смесь из высоковязкой и угленосной нефти в отношении 70% на 30%, а в качестве закрепляющего материала используют высоковязкую нефть с температурой 60-70°C, затем извлекают из дополнительной скважины колонну ГТ, спускают в необсаженный ствол с горизонтальным участком добывающей скважины насосное оборудование и запускают добывающую скважину в эксплуатацию, в процессе эксплуатации добывающей скважины производят периодический отбор проб добываемой продукции, при повышении обводненности добываемой продукции выше допустимой величины производят извлечение из скважины насосного оборудования, выполняют геофизические исследования горизонтального участка ствола добывающей скважины и определяют интервал притока водопроявляющего пласта, после чего спускают в скважину колонну НКТ, оснащенную пакерами, отсекают изолируемый интервал пакерами с двух сторон и производят изоляцию интервала необсаженного ствола горизонтального участка добывающей скважины закачкой высоковязкой эмульсии, в качестве которой используется смесь из высоковязкой и товарной угленосной нефти в отношении 70% на 30%, при этом образующийся в скважине гидроизолирующий экран непроницаем для воды и пропускает нефть, так как вязкость эмульсии резко уменьшается при разбавлении нефтью, затем вновь спускают насосное оборудование в необсаженный ствол горизонтального участка добывающей скважины и продолжают ее эксплуатацию.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014127866/03A RU2560018C1 (ru) | 2014-07-08 | 2014-07-08 | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014127866/03A RU2560018C1 (ru) | 2014-07-08 | 2014-07-08 | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2560018C1 true RU2560018C1 (ru) | 2015-08-20 |
Family
ID=53880491
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014127866/03A RU2560018C1 (ru) | 2014-07-08 | 2014-07-08 | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2560018C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2611792C1 (ru) * | 2016-01-20 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции обводнённых интервалов в горизонтальном участке ствола скважины |
| CN115711113A (zh) * | 2021-08-23 | 2023-02-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种侧钻短水平井高效压裂方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2055156C1 (ru) * | 1992-07-13 | 1996-02-27 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| RU2114990C1 (ru) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине |
| WO1999036666A1 (fr) * | 1998-01-20 | 1999-07-22 | Gennady Nikolaevich Pozdnyshev | Composition et procede pour la preparation d'emulsions de type eau dans l'huile servant a l'extraction du petrole |
| RU2206712C2 (ru) * | 2001-08-01 | 2003-06-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водо- и газопритоков в скважины |
| RU2273722C2 (ru) * | 2004-03-18 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины |
-
2014
- 2014-07-08 RU RU2014127866/03A patent/RU2560018C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2055156C1 (ru) * | 1992-07-13 | 1996-02-27 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| RU2114990C1 (ru) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине |
| WO1999036666A1 (fr) * | 1998-01-20 | 1999-07-22 | Gennady Nikolaevich Pozdnyshev | Composition et procede pour la preparation d'emulsions de type eau dans l'huile servant a l'extraction du petrole |
| RU2206712C2 (ru) * | 2001-08-01 | 2003-06-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водо- и газопритоков в скважины |
| RU2273722C2 (ru) * | 2004-03-18 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2611792C1 (ru) * | 2016-01-20 | 2017-03-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции обводнённых интервалов в горизонтальном участке ствола скважины |
| CN115711113A (zh) * | 2021-08-23 | 2023-02-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种侧钻短水平井高效压裂方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| RU2533393C1 (ru) | Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта | |
| RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2601881C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины | |
| RU2495996C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2312212C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2667240C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
| RU2565617C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2447265C1 (ru) | Способ эксплуатации горизонтальной скважины | |
| RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
| RU2560018C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2581589C1 (ru) | Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины | |
| RU2459945C1 (ru) | Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин | |
| RU2504650C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2713047C1 (ru) | Способ пропантного гидравлического разрыва нефтяного пласта | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2534555C1 (ru) | Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах |