RU2579069C1 - Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта - Google Patents
Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2579069C1 RU2579069C1 RU2015117246/03A RU2015117246A RU2579069C1 RU 2579069 C1 RU2579069 C1 RU 2579069C1 RU 2015117246/03 A RU2015117246/03 A RU 2015117246/03A RU 2015117246 A RU2015117246 A RU 2015117246A RU 2579069 C1 RU2579069 C1 RU 2579069C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acid solution
- pumping
- tubing string
- volume
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 title claims abstract description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 9
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 9
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 9
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/255—Methods for stimulating production including the injection of a gaseous medium as treatment fluid into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции. По способу вскрывают продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта - ближе 4 м от водонасыщенного пласта. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Размещают воронку в интервале башмака эксплуатационной колонны. Спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб. Вводят гидромониторную насадку в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы. При прокачке раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины. После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины. Эту кислоту отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину. После повторной прокачки указанный объем утилизируют. Осуществляют подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины. Прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Осуществляют освоение скважины с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу. 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Известен способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта. В скважине перед спуском колонны насосно-компрессорных труб предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90° или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки (Патент РФ №2205950, опубл. 10.06.2003).
Недостатки известного способа:
1. Закачка кислоты осуществляется в наиболее проницаемые участки, где происходит отмывание и реагирование с породой. После перемещения гидромониторной насадки на следующую «точку» путем подъема НКТ производится очередное воздействие. Соответственно интервал горизонтального ствола 50-70 м не подвергается качественной обработке, так как в промежуточных интервалах воздействие оказывается кислотой со сниженными реактивными способностями. Таким образом, участки, на которых не производилось гидромониторное воздействие, практически остались необработанными. Кроме того, данные участки в верхней части блокируются всплывшей нефтью, что приводит к преимущественной обработке нижней части горизонтального ствола.
2. При переходе на следующую «точку» обработки необходимо поднять определенное количество НКТ. Чаще всего из-за разности удельных весов жидкости, находящейся в НКТ и затрубном пространстве, скважина изливает, что в свою очередь требует промывки скважины для уравновешивания давления. Соответственно пласт подвергается неоднократному воздействию технологической жидкости перед каждым подъемом НКТ, что может привести к снижению фазовой проницаемости по нефти. Все это снижает эффективность кислотной обработки скважины и приводит к пониженному дебиту.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, в котором производят закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу (Патент РФ №2490442, опубл. 20.08.2013 - прототип).
Недостатком способа является то, что при реализации известного способа возникает гидродинамическая связь с водоносным пластом, приводящая к обводненности добываемой продукции.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет недопущения создания гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносным пластом.
Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, размещение воронки в интервале башмака эксплуатационной колонны, спуск гибкой безмуфтовой трубы с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб, ввод гидромониторной насадки в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещение на забое скважины, при открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачку раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины, прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, освоение скважины с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, замер скорости подъема уровня жидкости в скважине, заполнение скважины жидкостью глушения, подъем из скважины колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск скважины в работу, согласно изобретению скважину располагают ближе 4 м от водонасыщенного пласта, при прокачке раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, при этом после прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину, а после повторной прокачки указанный объем утилизируют.
Сущность изобретения
В связи с активным развитием бурения горизонтальных скважин различной конструкции и их протяженности для повышения их эффективности на сегодняшний день назрела потребность совершенствования технологий кислотной обработки горизонтальных стволов. Одной из причин низкой эффективности производства обработок в горизонтальных стволах по традиционной технологии является то, что при продавливании раствора кислоты в пласт возникает гидродинамическая связь продуктивного пласта с нижележащим водоносным пластом. За счет этого возникает преждевременная обводненность добываемой продукции, значительная часть запасов нефти остается захороненной в залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет недопущения создания гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносным пластом.
Задача решается следующим образом:
Работы проводят в скважине, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта, т.е. ближе 4 м.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Внутри колонны насосно-компрессорных труб спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце. Гидромониторную насадку выводят в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы. Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу скважины гибкую безмуфтовую трубу.
После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину через гибкую безмуфтовую трубу для обеспечения повторного процесса «резания», а после повторной прокачки указанный объем утилизируют.
Межтрубное пространство представляет собой пространство между гибкой безмуфтовой трубой и колонной насосно-компрессорных труб. Затрубное пространство представляет собой пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной скважины. Трубное пространство представляет собой пространство гибкой безмуфтовой трубы в скважине.
Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины прокачивают инертный газ, например азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.
В результате удается повысить дебит скважины и предотвратить обводнение добываемой продукции за счет исключения гидродинамической связи с водоносным пластом.
Пример конкретного выполнения
Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 150 мм на глубине 1350 м. Диаметр ствола горизонтального ствола составляет 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения. Башмак 114 мм эксплуатационной колонны на глубине 1200 м. Ниже вскрытого продуктивного пласта на 4 м расположен водоносный пласт.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных труб.
В горизонтальный необсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу диаметром 38 мм с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой затрубной задвижке на устье скважины прокачивают 15%-ный раствор соляной кислоты циркуляцией с устьем скважины. Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, т.е. равным 4,3 м3. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу гибкую безмуфтовую трубу. После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают в течение 20 минут, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину через гибкую безмуфтовую трубу для обеспечения повторного процесса «резания», а после повторной прокачки указанный объем направляют в нейтрализационную емкость на устье скважины и утилизируют.
Промывают скважину. Производят прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину жидкость глушения. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины прокачивают инертный газ - азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.
В результате дебит скважины составил 25 м3/сут при нулевой обводненности добываемой продукции - нефти. Безводный период добычи нефти сохраняется в течение 3 лет эксплуатации скважины. Обводненность по прототипу наблюдается в течение первых 6 месяцев эксплуатации скважины.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет недопущения создания гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносным пластом.
Claims (1)
- Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, размещение воронки в интервале башмака эксплуатационной колонны, спуск гибкой безмуфтовой трубы с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб, ввод гидромониторной насадки в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещение на забое скважины, при открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачку раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины, прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, освоение скважины с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, замер скорости подъема уровня жидкости в скважине, заполнение скважины жидкостью глушения, подъем из скважины колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что скважину располагают ближе 4 м от водонасыщенного пласта, при прокачке раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, при этом после прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину, а после повторной прокачки указанный объем утилизируют.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015117246/03A RU2579069C1 (ru) | 2015-05-07 | 2015-05-07 | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015117246/03A RU2579069C1 (ru) | 2015-05-07 | 2015-05-07 | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2579069C1 true RU2579069C1 (ru) | 2016-03-27 |
Family
ID=55657025
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015117246/03A RU2579069C1 (ru) | 2015-05-07 | 2015-05-07 | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2579069C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2090743C1 (ru) * | 1994-08-09 | 1997-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяной залежи, имеющей зоны выклинивания коллектора |
| RU2118446C1 (ru) * | 1996-12-11 | 1998-08-27 | Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта |
| US6250389B1 (en) * | 1996-12-24 | 2001-06-26 | Tad Sudol | Method of oil/gas well stimulation |
| RU2277634C1 (ru) * | 2004-12-28 | 2006-06-10 | Юрий Владимирович Капырин | Способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины |
| RU2285794C1 (ru) * | 2005-04-05 | 2006-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" (ООО "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ") | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2287674C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
| RU2490442C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
-
2015
- 2015-05-07 RU RU2015117246/03A patent/RU2579069C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2090743C1 (ru) * | 1994-08-09 | 1997-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяной залежи, имеющей зоны выклинивания коллектора |
| RU2118446C1 (ru) * | 1996-12-11 | 1998-08-27 | Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта |
| US6250389B1 (en) * | 1996-12-24 | 2001-06-26 | Tad Sudol | Method of oil/gas well stimulation |
| RU2277634C1 (ru) * | 2004-12-28 | 2006-06-10 | Юрий Владимирович Капырин | Способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины |
| RU2285794C1 (ru) * | 2005-04-05 | 2006-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" (ООО "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ") | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2287674C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
| RU2490442C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2363839C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
| RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2447265C1 (ru) | Способ эксплуатации горизонтальной скважины | |
| RU2581589C1 (ru) | Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины | |
| RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2376438C1 (ru) | Способ строительства многозабойной скважины | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2579069C1 (ru) | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта | |
| RU2535765C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| 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 | |
| RU2541986C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2560018C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2538009C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2622961C1 (ru) | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта | |
| RU2491418C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2376462C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости | |
| RU2626496C1 (ru) | Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума |