RU2587660C1 - Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом - Google Patents
Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2587660C1 RU2587660C1 RU2015140916/03A RU2015140916A RU2587660C1 RU 2587660 C1 RU2587660 C1 RU 2587660C1 RU 2015140916/03 A RU2015140916/03 A RU 2015140916/03A RU 2015140916 A RU2015140916 A RU 2015140916A RU 2587660 C1 RU2587660 C1 RU 2587660C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- assembly
- wedge
- well
- rpm
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims description 23
- 238000000059 patterning Methods 0.000 claims description 6
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims description 5
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 15
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 12
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 3
- 239000008239 natural water Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 abstract 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием. Техническим результатом является забуривание бокового ствола без прихватов бурового инструмента. В способе бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно изобретению, перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте. 3 пр.
Description
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием.
Известен способ проводки и крепления наклонно направленной скважины с вскрытием продуктивного пласта горизонтальным участком ствола, включающий проводку основного ствола до продуктивного горизонта, крепление основного ствола обсадными трубами технической колонны выше продуктивного горизонта, осуществление дальнейшей проводки основного ствола с набором зенитного угла и его стабилизации до выхода на горизонтальный участок скважины с входом в продуктивный пласт, после чего проводку горизонтального участка скважины осуществляют долотом диаметром, меньшим диаметра основного ствола, открытым забоем до проектной величины, отличающийся тем, что из-под технической колонны в скважину опускают эксплуатационную колонну с вводом ее в продуктивный пласт на горизонтальном участке скважины до проектной величины, после чего осуществляют крепление колонны (см. патент РФ №2089714, кл. Е21В 7/04, опубл. 10.09.1997).
Однако данный способ не дает возможности провести геофизические исследования для определения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщения. Его применение целесообразно для пластов с продуктивной мощностью более 10 м и выдержанностью геологического строения месторождения. Способ не позволяет войти в продуктивный пласт с точностью до 1-2 м, что важно при относительно небольшой мощности продуктивного пласта 1-10 м и изменяющейся абсолютной отметки геологической кровли пласта. Вследствие этого данный способ не позволяет осуществить эффективное вскрытие продуктивных пластов, так как допускает возможность пересечения горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков, что обуславливает извлечение из пласта меньшего количества жидкости (газа, газоконденсата) с возможным существенным содержанием воды.
Известен способ вскрытия вторым стволом обводненных продуктивных пластов при восстановлении бездействующих скважин нефтяных месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Способ вскрытия обводненных продуктивных пластов, заключающийся в бурении через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины второго ствола, который заканчивают горизонтальным участком в продуктивном пласте, имеет отличительные особенности в том, что через окно в эксплуатационной колонне восстанавливаемой скважины производят бурение наклонного пилотного ствола (пилот-ствола), которым пересекают продуктивный пласт от кровли до подошвы (с зенитным углом до 50°), проводят в пилотном стволе геофизические исследования последнего, выявляют нефтенасыщенный пропласток продуктивного пласта, устанавливают изолирующий этот пласт цементный мост от забоя пилотного ствола до места забуривания горизонтального участка второго ствола и бурят этот участок по нефтенасыщенному пропластку в секторе, направление которого определяется азимутом пилотного ствола. Изобретение позволяет осуществлять вскрытие обводненных продуктивных пластов по нефтенасыщенным пропласткам и извлекать из них безводную нефть с месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки (патент РФ №2220271, кл. Е21В 7/04, опубл. 27.12.2003).
Недостатком данного способа является бурение наклонного пилотного ствола под зенитным углом не более 50° и цементный мост, используемый для срезки. После установки цементного моста в пилотном стволе необходимо время его затвердевания. Обычно 48 часов. Пилотный ствол бурится под зенитным углом не более 50° из-за того, что при большем зенитном угле с помощью цементного моста практически невозможно выйти из пилотного ствола. В связи с зенитным углом менее 50° бурится протяженный участок от места забуривания горизонтального ствола до набора зенитного угла в 90° и входа в продуктивный пласт (протяженный участок в дальнейшем именуется транспортный ствол). Так как цементный мост по прочности значительно слабее вмещающих пород, редко получается сразу наработка желоба и качественная срезка с выходом из пилотного ствола. Приходится ставить повторный цементный мост и повторять срезку. Чтобы решить проблему выхода из пилотного ствола, цементный мост ставят гораздо выше и производят наработку желоба с изменением нагрузки на долото и скорости вращения до тех пор, пока не произведут срезку. За время бурения транспортного ствола происходит значительное смещение горизонтального участка от пилотного ствола по направлению его азимута. Это повышает вероятность изменения емкостно-фильтрационных характеристик пласта и его насыщение, т.е. возможно пересечение горизонтальным участком глинистых или обводненных пропластков. Для решения этой проблемы ставят цементный мост значительно выше кровли продуктивного пласта, производят срезку против направления азимута пилотного моста, проводят дальнейшее бурение так, чтобы вскрыть продуктивный пласт в одной точке с пилотным стволом. Это увеличивает протяженность транспортного ствола до 900 м. За время бурения транспортного ствола производят замеры кривизны ствола геофизическим прибором (инклинометром или гироскопом). Однако на больших расстояниях из-за погрешности прибора происходит расхождение между значениями абсолютных отметок в пилотном и транспортном стволе до 2 м по вертикали, что не позволяет четко вскрыть продуктивный пласт в намеченном пропластке. Все вышеперечисленное приводит к увеличению цикла строительства скважины, снижению притока из пласта с возможным существенным содержанием воды.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта и проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колоны, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. Осуществляют бурение горизонтального ствола, включающего горизонтальный участок, срезку под его бурение проводят из пилотного ствола, который снабжен средством для срезки, выполненным с возможностью изменения зенитного угла для выхода на горизонтальный участок в процессе бурения, при этом пилотный ствол бурят с зенитным углом до 89°. Средство может быть выполнено в виде клина-отклонителя. Клин-отклонитель спускают в эксплуатационную колонну на трубах с его последующей ориентацией в заданном направлении и установкой или устанавливают на нижнюю часть эксплуатационной колонны перед ее спуском с его последующей ориентацией вместе с эксплуатационной колонной в заданном направлении и установкой или ориентируют и устанавливают на трубах в пилотном стволе до спуска эксплуатационной колонны. Кроме того, средство может быть выполнено в виде участка пилотного ствола с измененным диаметром или в виде моста из материалов с прочностью, сопоставимой с прочностью пород пилотного ствола. Пилотным стволом вскрывают часть продуктивного пласта или реперного геофизического пропластка (патент РФ №2351734, кл. Е21В 7/04, опубл. 10.04.2009 - прототип).
Недостатком известного способа является сложность забуривания бокового ствола вследствие прихвата бурового инструмента в пилотном стволе.
В предложенном изобретении решается задача забуривания бокового ствола без прихватов бурового инструмента.
Задача решается тем, что в способе бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колоны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно изобретению, перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.
Сущность изобретения
При зарезке бокового ствола весьма часто происходит прихват инструмента с его поломкой. В результате возникает необходимость в ловильных работах, замене инструмента, изменении режимов забуривания. В предложенном способе решается задача забуривания бокового ствола без прихватов бурового инструмента. Задача решается следующим образом.
После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час. Большая скорость приводит к не полной очистке пилотного ствола.
Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья.
Долив необходим для компенсации избыточного пластового давления, предотвращения возможных газонефтеводопроявлений, предупреждения обвалов стенок скважины.
Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Посадка свидетельствует о наличие шлама в скважине, что может привести к недохождению компоновки до забоя и прихвату.
Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3, фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с. Более значительные осевые нагрузки могут привести к преждевременному выходу фреза за колонну и укорочению длины «окна», что может привести к поломке бурильных труб.
Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.
В результате удается забурить боковой ствол без прихватов бурового инструмента.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Выполняют зарезку бокового ствола в пилотной скважине со следующими характеристиками: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм с забоем на глубине 1936 м, искусственный забой на глубине 1926 м, зенитный угол в интервале установки клина-отклонителя 83,5°, азимутальный - 287,8°. Требуемая глубина зарезки бокового ствола (верх клина) 1887 м. Азимут желоба клина по отношению к текущей кривизне - 30-40°.
При бурении под эксплуатационную колонну проведены каротажные исследования скважины, отобран керн в интервале продуктивного пласта.
После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 5 МПа роторной компоновкой со скоростью 20 м/час. Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья. Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости 12,5 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 200 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150 г/см3, вращают компоновку при 25 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0 т и оборотах 60 об/мин, после фрезерования 0,4 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5 т при оборотах 70 об/мин, расход устанавливают 12 л/с. Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.
Пример 2. Выполняют, как пример 1.
После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-х кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 3 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 7 МПа роторной компоновкой со скоростью 19 м/час. Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья. Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости 12 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1250 г/см3, вращают компоновку при 35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0,5 т и оборотах 50 об/мин, после фрезерования 0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 4,5 т при оборотах 80 об/мин, расход устанавливают 16 л/с. Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. После строительства пилотного ствола перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2,5 часов с промывкой на технической воде при давлении на устье скважины 6 МПа роторной компоновкой со скоростью 18 м/час. Поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья. Спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса. Внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости 10 м/мин с контрольным доливом технической водой через каждые 250 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку. Отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1200 г/см3, вращают компоновку при 30 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1200 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0,3 т и оборотах 50 об/мин, после фрезерования 0,5 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 4,0 т при оборотах 75 об/мин, расход устанавливают 14 л/с. Продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.
В результате удается забурить боковой ствол без прихватов бурового инструмента.
Применение предложенного способа позволит забуривать боковой ствол без прихватов бурового инструмента.
Claims (1)
- Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающий бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, отличающийся тем, что перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015140916/03A RU2587660C1 (ru) | 2015-09-25 | 2015-09-25 | Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015140916/03A RU2587660C1 (ru) | 2015-09-25 | 2015-09-25 | Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2587660C1 true RU2587660C1 (ru) | 2016-06-20 |
Family
ID=56132296
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015140916/03A RU2587660C1 (ru) | 2015-09-25 | 2015-09-25 | Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2587660C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723815C1 (ru) * | 2018-12-24 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2813423C1 (ru) * | 2023-05-04 | 2024-02-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | Способ строительства многоствольной скважины |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7243738B2 (en) * | 2001-01-29 | 2007-07-17 | Robert Gardes | Multi seam coal bed/methane dewatering and depressurizing production system |
| RU2351734C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2009-04-10 | Олег Викторович Воин | Способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием |
| RU2382166C1 (ru) * | 2008-08-25 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" | Способ вскрытия продуктивных пластов |
| RU2544938C1 (ru) * | 2014-05-21 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проводки горизонтальной скважины в пласте малой толщины |
-
2015
- 2015-09-25 RU RU2015140916/03A patent/RU2587660C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7243738B2 (en) * | 2001-01-29 | 2007-07-17 | Robert Gardes | Multi seam coal bed/methane dewatering and depressurizing production system |
| RU2351734C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2009-04-10 | Олег Викторович Воин | Способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием |
| RU2382166C1 (ru) * | 2008-08-25 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" | Способ вскрытия продуктивных пластов |
| RU2544938C1 (ru) * | 2014-05-21 | 2015-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проводки горизонтальной скважины в пласте малой толщины |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723815C1 (ru) * | 2018-12-24 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2813423C1 (ru) * | 2023-05-04 | 2024-02-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | Способ строительства многоствольной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20110005762A1 (en) | Forming Multiple Deviated Wellbores | |
| RU2386775C1 (ru) | Способ проведения, крепления и освоения многозабойной скважины | |
| RU2439274C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| CN105298463A (zh) | 天然气水合物大井眼多分支径向水平井完井方法 | |
| CN104832119A (zh) | 开窗侧钻短半径水平井及反循环固井堵水方法 | |
| RU2407879C1 (ru) | Способ строительства скважины малого диаметра | |
| US8490695B2 (en) | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores | |
| RU2386006C1 (ru) | Способ проведения, крепления и освоения многозабойной скважины | |
| Hettkamp et al. | Electricity production from hot rocks | |
| RU2410514C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| CN214576923U (zh) | 煤层气水平井系统 | |
| CN104912480B (zh) | 煤层气近端对接水平井的钻完井方法 | |
| RU2587660C1 (ru) | Способ бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом | |
| US20170247990A1 (en) | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores | |
| RU2382166C1 (ru) | Способ вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2351734C2 (ru) | Способ бурения скважин или вторых стволов с горизонтальным окончанием | |
| Reiss et al. | Offshore and onshore European horizontal wells | |
| RU2684557C1 (ru) | Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов | |
| RU2474679C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором | |
| RU2149973C1 (ru) | Способ бурения наклонно направленной и горизонтальной разведочной или добывающей скважины на нефть и газ | |
| RU2295024C1 (ru) | Способ сооружения скважин с отдаленным забоем | |
| CN116006076A (zh) | 一种条带区域瓦斯抽采超短半径多分支井钻完井方法 | |
| RU2076923C1 (ru) | Способ формирования тампонажной завесы в обводненных горных породах | |
| RU2813423C1 (ru) | Способ строительства многоствольной скважины | |
| CN101691832B (zh) | 立井钻-注平行作业工艺 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170926 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180808 |