RU2632836C1 - Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии - Google Patents
Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2632836C1 RU2632836C1 RU2016129710A RU2016129710A RU2632836C1 RU 2632836 C1 RU2632836 C1 RU 2632836C1 RU 2016129710 A RU2016129710 A RU 2016129710A RU 2016129710 A RU2016129710 A RU 2016129710A RU 2632836 C1 RU2632836 C1 RU 2632836C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- well
- coil
- formation
- radial
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 22
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 26
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 16
- 230000035515 penetration Effects 0.000 title description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005273 aeration Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 31
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 9
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 8
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 claims description 8
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000005121 nitriding Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration 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
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
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
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/061—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
-
- 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
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/14—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using liquids and gases, e.g. foams
-
- 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
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/06—Cutting windows, e.g. directional window cutters for whipstock operations
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0078—Nozzles used in boreholes
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21C—MINING OR QUARRYING
- E21C45/00—Methods of hydraulic mining; Hydraulic monitors
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Piles And Underground Anchors (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов. Техническим результатом является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии включает установку в скважине высокопрочных НКТ, механического якоря, поворотного и герметизирующего устройств, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов. Ниже отклонителя последовательно устанавливают разъединитель, циркуляционный узел, пакер и воронку. Герметизируют устья скважины. Устанавливают гидромониторную насадку, узел управления траекторией ствола, навигационную систему, рабочий койл (гибкая НКТ), устройство перераспределения потока, обратный клапан, подающий койл. Осуществляют подачу аэрированной жидкости в межколонное пространство НКТ/койл или одновременно в межколонное пространство НКТ/койл и во внутреннее пространство койла или раздельную закачку жидкости и газа по данным двум пространствам. Аэрированная жидкость попадает в боковой ствол и вместе с продуктами разрушения горной породы по проведенному стволу возвращается в скважину и поднимается на устье по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна. На поверхности промывочную жидкость дегазируют, очищают от углеводородов и продуктов разрушения горной породы. При необходимости проводят ее дополнительную химическую обработку и возвращают по круговой циркуляции в скважину. Осуществляют перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство через отклонитель в контакт с горной породой. Осуществляют проводку плановой протяженности радиального ствола на депрессии, когда в процессе проходки по пласту обеспечивается забойное давление ниже пластового или равное ему, что определяется плотностью промывочной жидкости, сниженной за счет аэрации и при необходимости пенообразованием до необходимых значений и контролируемой расчетным соотношением газа и промывочной жидкости, подаваемой с поверхности с возможностью менять такое соотношение в соответствии с измеряемым в боковом стволе фактическим забойным давлением. После проходки по пласту рабочий койл с насадкой извлекается из пласта и проводится промывка скважины на депрессии до полного выноса шлама. Посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводится в другую плоскость. Цикл работ повторяют для следующего бокового ствола. Фрезерование окон для всех боковых стволов проводится заранее перед проведением основной операции по проходке боковых стволов посредством кольцевого фрезерования колонны или гидропескоструйной резки отдельных окон. При проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочего койла узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов, включающим изменение площади дренирования и охвата скважин за счет создания боковых каналов фильтрации, а именно к методам повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта.
Из уровня техники известен ряд способов бурения, например, способ, осуществляемый с помощью устройства для бурения (патент RU 2118440 С1, 27.08.1998), включающий бурение основного ствола скважины и крепление его обсадной колонной с трубой с направляющим элементом, спуск бурильной колонны с двигателем, долотом и ориентированное бурение первого ответвления, при этом направляющий элемент отклоняет инструмент. В случае необходимости для облегчения ввода в одно из искривленных ответвлений в отклоняющее устройство может быть опущено устройство для повторного ввода, после этого аналогичным образом производят бурение второго ответвления.
Недостатками вышеуказанного способа являются сложность конструкции устройства, что ведет к повышению материальных затрат на строительство скважины, невозможность вовлечения основного ствола в эксплуатацию, так как направляющий элемент не извлекается из скважины, большой радиус искривления ствола, что приводит к необходимости бурения протяженного интервала до входа ответвления в продуктивный пласт, необходимость обсаживать ответвление обсадной колонной и цементировать его.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ гидравлического бурения (см. US 2012/0186875 26.07.2012), включающий герметичную установку отклоняющего устройства с внутренней поверхностью рабочей колонны на дистальном конце рабочей колонны НКТ (насосно-компрессорной трубы), при этом отклонитель выполнен с проходящим в нем внутренним каналом, а бурильный инструмент, содержит бурильные НКТ с внутренним стволом, приближенным концом и дистальным концом, и устройство сквозного потока, имеющее не менее одного канала, обеспечивающего сообщение жидкости между затрубным пространством, образованным внутренней поверхностью рабочей колонны НКТ и внутренним стволом бурильных НКТ, когда бурильный инструмент вставляется в рабочую колонну НКТ, способ далее включает соединение бурильного инструмента с соединительной колонной, вхождение бурильного инструмента в рабочую колонну НКТ, вхождение, по крайней мере, части бурильных НКТ в отклонитель, подачу бурильной жидкости под давлением в затрубное пространство, образованное между рабочей колонной НКТ и соединительной колонной, при этом бурильная жидкость под давлением проходит через устройство сквозного потока в бурильную трубу и выходит на дистальном конце бурильных НКТ.
Недостатками наиболее близкого аналога является низкая эффективность способа, обусловленная низким охватом воздействием радиальными стволами продуктивной части пласта вследствие отсутствия навигации проводки стволов и управления их траекторией, отсутствием возможности бурить протяженные стволы из-за опасности неконтролируемого их выхода за пределы пласта и проникновения в водоносные интервалы или проведением их в не продуктивной части разреза скважины.
Задача изобретения заключается в устранении указанных недостатков посредством создания нового высокоэффективного способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин, открывающего дополнительные возможности извлечения углеводородов.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов за счет дополнительного приращения площади дренирования; охвата воздействием; снятия скин-фактора и увеличения проводимости матрицы пласта; вскрытия продуктивного пласта без интервенции технологической жидкости в него с сохранением начальной проницаемости пласта, осуществляемой за счет контроля забойного давления ниже пластового при проходке боковых стволов, частным случаем работы в режиме на депрессии может быть условие равновесия, обеспечиваемое равенством забойного и пластового давления; обеспечение возможности адресного воздействия на пласт за счет направленного воздействия на залежь управляемыми боковыми каналами; возможность проведения интенсификации без воздействия на цементную крепь колонны значительным перепадом давления или химическим разрушением; возможность проведения интенсификации значительным перепадом давления или химическим разрушением; очистка ствола скважины при ее проводке - все это позволяет эффективно использовать изобретение как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах.
Указанная задача изобретения решается созданием способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии, включающего: установку в скважину высокопрочных НКТ (насосно-компрессорных труб), механического якоря, поворотного устройства, герметизирующего устройства, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов; установку ниже отклонителя последовательно разъединителя, циркуляционного узла, пакера и воронки; герметизацию устья скважины; установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочего койла, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающего койла; подачу аэрированной жидкости в межколонное пространство НКТ/койл или одновременно в межколонное пространство НКТ/койл и во внутреннее пространство койла или раздельную закачку жидкости и газа по двум данным пространствам; перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство, через отклонитель в контакт с горной породой; проводка плановой протяженности радиального ствола на депрессии с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте и текущего забойного давления, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории; после проходки по пласту рабочий койл с насадкой извлекается из пласта и проводится промывка скважины на депрессии до полного выноса шлама, посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводится в другую плоскость, цикл работ повторяют для следующего бокового ствола; в процессе проходки по пласту обеспечивается забойное давление ниже пластового или равное ему, что определяется плотностью жидкости, сниженной за счет аэрации и, при необходимости, пенообразованием до необходимых значений и контролируемой расчетным соотношением газа и промывочной жидкости, подаваемой с поверхности с возможностью менять такое соотношение в соответствии с измеряемым в боковом стволе фактическим забойным давлением; фрезерование окон для всех боковых стволов проводится заранее перед проведением основной операции по проходке боковых стволов посредством кольцевого фрезерования колонны или гидропескоструйной резки отдельных окон, при проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочего койла узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием.
В частном варианте выполнения способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии/равновесии для проводки радиальных стволов на последующих уровнях с заранее подготовленными окнами для проводки боковых стволов извлекают подающий и рабочий койл из НКТ, контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, срывают НКТ с механического якоря, контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочий койл с навигационной системой, узлом управления траекторией ствола, гидромониторной насадкой, после чего работы по проводке радиальных стволов на депрессии повторяют.
В частном варианте выполнения способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии/равновесии на этапе подготовки скважины к работам для прорезания окон в обсадной колонне спускают дополнительное гидропескоструйное устройство на колтюбинге, производят абразивную резку прямоугольного отверстия с циркуляцией, переходят от одного места зарезки к другому путем механического срабатывания поворотного устройства на фиксированный дискретный угол, за один спуск гидропескоструйного устройства на колтюбинге проводят резку всех необходимых прямоугольных отверстий для проходки радиальных стволов в обсадной колонне на одном уровне, затем оборудование для гидропескоструйной резки поднимают и приступают к проводке боковых стволов
В другом частном варианте выполнения способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии, при подготовке скважины к работам, проводят кольцевое фрезерование обсадной колонны в интервалах планируемой проводки боковых стволов.
В частном варианте выполнения способа повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии осуществляют проведение заключительных работ на скважине после проводки всех боковых стволов, обеспечивающих извлечение технологического оборудования из скважины и спуск эксплуатационной компоновки (фонтанного лифта или насоса) без глушения скважины в интервале проведенных боковых стволов, путем установки отсекающей компоновки выше интервалов радиального вскрытия пласта, устанавливаемой перед подъемом технологического оборудования после окончания работ по проводке боковых стволов и устраняющей контакт жидкости глушения с продуктивным пластом в интервалах радиального вскрытия.
Краткое пояснение сущности изобретения представлено на графических материалах.
На фиг. 1 - Схема 1 заявленного способа,
На фиг. 2 - Схема 2 заявленного способа.
На фиг. 1-2:
1 - обратный клапан,
2 - устройство перераспределения потока,
3 - механический якорь,
4 - поворотное устройство,
5 - герметизирующее устройство,
6 - отклонитель,
7 - навигационная система,
8 - узел управления траекторией ствола,
9 - гидромониторная насадка,
10 - устройство для гидропескоструйной резки,
11 - обсадная колонна,
12 - высокопрочные НКТ,
13 - подающий койл,
14 - рабочий койл,
15 - отфрезерованный по окружности участок («окно») в обсадной колонне,
16 - проходное отверстие («окно»), прорезанное в обсадной колонной гидропескоструйной резкой,
17 - разъединитель,
18 - циркуляционный узел,
19 - пакер,
20 - воронка.
Далее приводится варианты, не являющиеся исчерпывающими.
На высокопрочных НКТ в подготовленную к радиальному вскрытию пласта скважину с отфрезерованными «окнами» в обсадной колонне в местах проведения боковых стволов спускается следующая компоновка: воронка, пакер, циркуляционный узел, разъединитель, отклонитель, герметизирующее устройство, поворотное устройство, механический якорь. Отклонитель устанавливается с привязкой, при необходимости с ориентацией гироскопом, в интервале нижнего уровня проводки радиальных стволов. В скважину (в НКТ 89 мм) спускается внутрискважинное оборудование на рабочем койле (гибкая насосно-компрессорная труба) 38 мм. Оно включает: гидромониторную насадку, узел управления траекторией ствола, навигационную систему, рабочий койл 38 мм расчетной длины, равный плановой протяженности радиальных стволов (до 500 м и более), устройство перераспределения потока, обратный клапан, подающий койл 38 мм. Далее проводится герметизация устья скважины, после этого в межколонное пространство подающий койл 38 мм/НКТ 89 мм подается жидкость вскрытия и инертный газ (криогенный азот), допуском подающего койла гидромониторная насадка с рабочим койлом перемещается через герметизирующее устройство, выходит через отклонитель на контакт с горной породой/цементом. Производится проводка плановой протяженности радиального ствола с контролем забойного давления ниже пластового или равного ему (на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии) с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории. При этом аэрированная жидкость, пройдя по малому затрубу НКТ/койл, через устройство перераспределения потока, далее по рабочему койлу, через гидромониторную насадку попадает в боковой ствол, создавая канал, и вместе с продуктами разрушения горной породы по проведенному боковому стволу возвращается в скважину и поднимается на устье по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна. На поверхности промывочная жидкость дегазируется, очищается от углеводородов и продуктов разрушения горной породы, в случае необходимости проходит дополнительную химическую обработку и возвращается по круговой циркуляции в скважину. Отключается насос, и посредством перемещения койла через поворотное устройство, с гарантированной точностью поворачивается отклонитель за счет срабатывания механического поворотного устройства. Операция по проходке следующего ствола на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, повторяется. После проведения необходимого количества стволов на одном уровне переходят к полному подъему койла. Извлекают подгоночный патрубок, заранее навернутый в верхней части подвески НКТ расчетной длины для перехода на следующий уровень. При этом скважина не глушится, контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, а контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством. Устанавливают отклонитель на НКТ в плановом интервале на механический якорь. Цикл работ повторяют. После проведения проектного количества радиальных стволов производят полный подъем койла. Работы проводятся без глушения, контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, а контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством. Подвеска НКТ 89 мм снимается с якоря и поднимается на расчетную длину с установкой воронки выше интервалов проводки радиальных стволов, производится посадка пакера и его опрессовка по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна. Производят отсоединение подвески НКТ с отклонителем от пакера с циркуляционным узлом посредством срабатывания разъединителя и глушение надпакерного пространства скважины, при этом пакер и циркуляционный узел отсекают интервал радиального вскрытия пласта от контакта с жидкостью глушения, подпакерная зона не глушится. Глушат скважину, производят полный подъем НКТ с отклонителем. Дальнейшие работы могут проводиться по 2-м вариантам, с использованием различных типов циркуляционных узлов.
1 вариант относится к фонтанному способу эксплуатации скважин. Спускают в скважину эксплуатационные НКТ, оснащенные снизу верхней ответной частью разъединителя, соединяются с забойной компоновкой воронка/пакер/циркуляционный узел/нижняя ответная часть разъединителя. Скважину обвязывают фонтанной арматурой, подключают к коллектору (шлейфу), проводят необходимые опрессовочные работы перед запуском скважины. На колтюбинге с использованием аэрации для контроля забойного давления ниже пластового спускают ловитель для запорного клапана циркуляционного узла, соединяются с запорным клапаном и извлекают его из скважины. При этом забойное давление на протяжении всего цикла работ по радиальному вскрытию пласта находится ниже пластового давления или равное ему. Скважина переходит в режим фонтанирования.
Через открытый внутренний проход в циркуляционном узле, пакере и воронке возможно проведение геофизических работ в интервале продуктивного пласта, с использованием колтюбинга и азотирования возможны промывка забоя и повторная установка запорного клапана в циркуляционный узел с целью глушения скважины и проведения ее ремонта без контакта технологических жидкостей с продуктивным пластом. В случае необходимости извлечения забойной компоновки воронка/пакер/циркуляционный узел/нижняя ответная часть разъединителя скважину глушат, натяжением НКТ переводят пакер в транспортное положение, производят промывку скважины и полный подъем эксплуатационных НКТ.
2 вариант относится к механизированному способу эксплуатации скважин. Производят спуск эксплуатационных НКТ с насосом на расчетную глубину. Скважину обвязывают фонтанной арматурой, подключают к коллектору, проводят необходимые опрессовочные работы перед запуском скважины, запускают скважину в коллектор. При снижении уровня жидкости до установленного значения циркуляционный узел обеспечивает соединение подпакерного пространства с надпакерным, тем самым осуществляется приток пластового флюида из пласта в скважину.
С целью промывки забоя скважины или проведения геофизических работ в интервале продуктивного пласта извлекают НКТ с насосом из скважины. Спускают в скважину технологические НКТ, оснащенные снизу верхней ответной частью разъединителя, соединяются с забойной компоновкой воронка/пакер/циркуляционный узел/нижняя ответная часть разъединителя. Далее, на колтюбинге с использованием аэрации для контроля забойного давления ниже пластового или равное ему спускают ловитель для запорного клапана циркуляционного узла, соединяются с запорным клапаном и извлекают его из скважины. При этом забойное давление находится ниже пластового давления или равное ему. Через открытый внутренний проход в циркуляционном узле, пакере и воронке на депрессии проводят промывку забоя и/или геофизические работы в интервале продуктивного пласта. После их окончания с использованием колтюбинга или канатной техники проводят повторную установку запорного клапана, проводят разъединение технологических НКТ с забойной компоновкой, глушение скважины, проводят подъем технологических НКТ и спуск эксплуатационных НКТ с насосом, запускают скважину в работу. В случае необходимости извлечения забойной компоновки воронка/пакер/циркуляционный узел/нижняя ответная часть разъединителя при спущенных технологических НКТ, заглушенной скважины и соединении с забойной компоновкой натяжением НКТ переводят пакер в транспортное положение, производят промывку скважины и полный подъем технологических НКТ.
Ниже приводится еще один из возможных примеров с вариацией по двум способам (см. пример фиг. 1, фиг. 2 ниже) осуществления изобретения, никоим образом не ограничивающий все возможные варианты его реализации. Для удобства пример приведен со ссылками на графические материалы.
[1] В заглушенную и подготовленную для проведения радиального вскрытия пласта (РВП) на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, скважину на высокопрочных НКТ (12) спускают компоновку, состоящую из воронки (20), пакера (19), циркуляционного узла (18), разъединителя (17), отклонителя (6), имеющего проходной канал с боковым выходом, герметизирующего устройства (5), поворотного устройства (4), механического якоря (3).
В компоновку также могут быть включены дополнительные элементы, не ограниченные данным перечнем: компенсатор линейных напряжений, второй разъединитель, устанавливаемый выше отклонителя, обратные проходные клапана и другое.
Геофизическим методом отклонитель привязывается боковым каналом к интервалу отфрезерованной по окружности обсадной колонны (15). Производят посадку компоновки НКТ на механический якорь (3) с учетом привязки таким образом, чтобы выход отклонителя (6) совпадал с открытой (отфрезерованной по окружности) частью обсадной колонны (15).
[2] Существует другой способ (см. фиг. 2) обеспечения сообщения бокового выхода отклонителя (6) с пластом посредством использования гидропескоструйной резки «окна» прямоугольного сечения (16) в обсадной колонне (11). Для выполнения данной задачи в не фрезерованную обсадную колонну спускается вышеописанная компоновка, производится ее посадка на механический якорь (3) с привязкой геофизическим методом.
[3] Далее в НКТ (12) на койле (13) спускается устройство для гидропескоструйной резки (10), которое входит в сочленение с отклонителем и концом с насадкой направляется в стенку обсадной колонны (11). Закачкой жидкости в койл (13) создается циркуляция жидкости с выходом из скважины по межколонному пространству между обсадной колонной (11) и НКТ (12). В поток жидкости на поверхности добавляется абразивный материал (кварцевый песок, проппант и т.п.), который проходя через насадку устройства (10) разрушает стенку обсадной колонны с созданием проходного отверстия (16). Создание прямоугольного сечения проходного отверстия (16) обеспечивается передвижением вниз насадки устройства для пескоструйной резки (10). За один спуск гидропескоструйного устройства на колтюбинге проводят резку всех необходимых прямоугольных отверстий для проходки радиальных стволов на одном уровне, используя фиксированный поворот отклонителя за счет срабатывания механического поворотного устройства с дискретным углом поворота.
[4] В скважину (фиг. 1) в НКТ (12) на подающем койле (13) с устройством перераспределения потока (2), обратным клапаном (1) спускают компоновку для РВП, состоящую из гидромониторной насадки (9), узла управления траекторией ствола (8), навигационной системы (7), рабочего койла (14). В компоновку для РВП также могут быть включены дополнительные элементы, не ограниченные данным перечнем внутрискважинного оборудования.
[5] При спуске койла (14) и (13) в НКТ (12) производится подача аэрированной азотом промывочной жидкости в межколонное пространство койл (13)/НКТ (12) для выравнивания давления в скважине. При достижении глубины установки механического якоря (3), производится увеличение расхода закачки промывочной жидкости аэрированной азотом до проектного режима, достигается полная циркуляция с выходом раствора по межколонному пространству НКТ (12)/обсадная колонна (11). Производится проводка плановой протяженности радиального ствола на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, с использованием навигационной системы (7) для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола (8) для обеспечения проводки ствола по проектной траектории и гидромониторной насадки (9) для создания бокового канала. Промывочная жидкость, выходящая из скважины, направляется через систему дегазации и очистки обратно в скважину.
[6] Посредством спуска койла (13) достигается продвижение койла (14) вниз, обеспечивается выход гидромониторной насадки (9) из отклонителя (6) и обсадной колонны (11), далее производится гидромониторная проходка радиального ствола на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, по продуктивному пласту проектной протяженности.
[7] Определение географических координат забоя радиального ствола в пласте и их привязка к литологическому разрезу осуществляется посредством навигационной системы (7), передающей информацию на поверхность по кабельному каналу связи. С целью проводки радиального ствола по проектной траектории, изменения его траектории при сближении с границей выбранного интервала пласта используется узел управления траекторией ствола (8), управляемый с поверхности по гидравлическому или кабельному каналу связи.
[8] После достижения проектной конечной точки (забоя) радиального ствола извлекают гидромониторную насадку (9) на койле (14) из пласта с размещением ее ниже герметизирующего устройства (5). Посредством промывки с аэрацией азотом на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, достигают полной очистки от шлама межколонного пространства НКТ (12)/обсадная колонна (11).
[9] После остановки циркуляции (скважина не глушится и находится под избыточным устьевым давлением) спускоподъемной операцией койла (14) с проходом через поворотное устройство (4) необходимое количество раз (каждое прохождение койла через поворотное устройство обеспечивает разворот отклонителя на определенный дискретный угол) достигают разворота отклонителя на угол, запроектированный для проходки следующего ствола.
[10] В тех случаях, когда при подготовке скважины к радиальному вскрытию пласта было проведено кольцевое фрезерование обсадной колонны или за один спуск гидропескоструйного устройства на колтюбинге проведена резка всех необходимых прямоугольных отверстий для проходки радиальных стволов на одном уровне, приступают к операции [6], далее последовательно выполняя операции [7], [8], [9].
[11] С целью перехода на последующий по разрезу уровень проходки радиальных стволов (скважина не глушится и находится под избыточным устьевым давлением), после выполнения проходки всех запланированных радиальных стволов на одном уровне производят подъем из скважины компоновки на койле (13), (14). Контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, а контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством. Производят срыв НКТ (12) с механического якоря (3) и извлекают из скважины подгоночный патрубок НКТ расчетной длины (установленный заранее), обеспечивающий подъем отклонителя на следующий верхний уровень.
[12] Производят посадку компоновки НКТ на механический якорь (3) таким образом, чтобы выход отклонителя (6) совпадал с открытой (отфрезерованной) частью обсадной колонны (15).
[13] Для проводки радиальных стволов на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии на каждом уровне разреза скважины последовательно выполняются работы [4], [5], [6], [7], [8], [9].
[14] Для перехода на каждый последующий уровень с целью проводки следующих проектных радиальных стволов на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, выполняются работы [11], [12].
[15] Работы по проводке радиальных стволов на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, на каждом уровне разреза скважины последовательно повторяются [4], [5], [6], [7], [8], [9].
[16] После проводки запланированного количества радиальных стволов на всех уровнях разреза скважины, промывки скважины от шлама поднимают койл (13) и койл (14). Все работы проводятся без глушения, контроль давления в НКТ (12) осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ (12), а контроль давления в межколонном пространстве НКТ (12)/обсадная колонна (11) обеспечивается устьевым герметизирующим устройством, НКТ (12) снимается с якоря (3) и поднимается на расчетную длину с установкой воронки (20) выше интервалов проводки радиальных стволов, производится посадка пакера (19) и его опрессовка по межколонному пространству НКТ (12)/обсадная колонна (11). Производят отсоединение НКТ (12) с отклонителем (6) от пакера (19) с циркуляционным узлом (18) и воронкой (20) посредством срабатывания разъединителя (17) и глушение надпакерного пространства скважины, при этом пакер (19) и циркуляционный узел (18) отсекают интервал радиального вскрытия пласта от контакта с жидкостью глушения, подпакерная зона не глушится. Глушат скважину, производят полный подъем НКТ (12) с отклонителем (6), герметизирующим устройством (5), поворотным устройством (4), механическим якорем (3). Дальнейшие работы могут проводиться по 2-м вариантам, с использованием различных типов циркуляционных узлов (18).
1 вариант относится к фонтанному способу эксплуатации скважин. Спускают в скважину эксплуатационные НКТ, оснащенные снизу верхней ответной частью разъединителя (17), соединяются с забойной компоновкой воронка (20)/пакер (19)/циркуляционный узел 18/нижняя ответная часть разъединителя (17). Скважину обвязывают фонтанной арматурой, подключают к коллектору (шлейфу), проводят необходимые опрессовочные работы перед запуском скважины. На колтюбинге с использованием аэрации для контроля забойного давления ниже пластового или равного ему спускают ловитель для запорного клапана циркуляционного узла (18), соединяются с запорным клапаном и извлекают его из скважины. При этом забойное давление на протяжении всего цикла работ по радиальному вскрытию пласта находится ниже пластового давления или равное ему. Скважина переходит в режим фонтанирования. Через открытый внутренний проход в циркуляционном узле (18), пакере (19) и воронке (20) возможно проведение геофизических работ в интервале продуктивного пласта, с использованием колтюбинга и азотирования возможны промывка забоя и повторная установка запорного клапана в циркуляционный узел (18) с целью глушения скважины и проведения ее ремонта без контакта технологических жидкостей с продуктивным пластом. В случае необходимости извлечения забойной компоновки воронка (20)/пакер (19)/циркуляционный узел (18)/нижняя ответная часть разъединителя (17) после глушения скважины натяжением НКТ переводят пакер (19) в транспортное положение, производят промывку скважины и полный подъем эксплуатационных НКТ.
2 вариант относится к механизированному способу эксплуатации скважин. Производят спуск эксплуатационных НКТ с насосом на расчетную глубину. Скважину обвязывают фонтанной арматурой, подключают к коллектору, проводят необходимые опрессовочные работы перед запуском скважины, запускают скважину в коллектор. При снижении уровня жидкости до установленного значения циркуляционный узел (18) обеспечивает соединение подпакерного пространства с надпакерным, тем самым осуществляется приток пластового флюида из пласта в скважину.
С целью промывки забоя скважины или проведения геофизических работ в интервале продуктивного пласта извлекают НКТ с насосом из скважины. Спускают в скважину технологические НКТ, оснащенные снизу верхней ответной частью разъединителя (17), соединяются с забойной компоновкой воронка (20)/пакер (19)/циркуляционный узел (18)/нижняя ответная часть разъединителя (17). Далее, на колтюбинге с использованием аэрации для контроля забойного давления ниже пластового или равного ему спускают ловитель для запорного клапана циркуляционного узла (18), соединяются с запорным клапаном и извлекают его из скважины. При этом забойное давление находится ниже пластового давления или равное ему. Через открытый внутренний проход в циркуляционном узле (18), пакере (19) и воронке (20) проводят промывку забоя и/или геофизические работы в интервале продуктивного пласта. После их окончания с использованием колтюбинга или канатной техники проводят повторную установку запорного клапана в циркуляционный узел (18), проводят разъединение технологических НКТ с забойной компоновкой, проводят подъем технологических НКТ и спуск эксплуатационных НКТ с насосом, запускают скважину в работу. В случае необходимости извлечения забойной компоновки воронка (20)/пакер (19)/циркуляционный узел (18)/нижняя ответная часть разъединителя (17) при спущенных технологических НКТ, глушении скважины и соединении с забойной компоновкой, натяжением НКТ переводят пакер (19) в транспортное положение, производят промывку скважины и полный подъем технологических НКТ.
Таким образом, применение заявленного способа обеспечивает:
- повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов за счет дополнительного приращения площади дренирования, охвата воздействием, снятия скин-фактора и увеличения проводимости матрицы пласта;
- применение технологии в условиях аномально-низких пластовых давлениях разработки залежей углеводородов;
- увеличение эффективности применения данной технологии РВП на депрессии или в частном варианте депрессии - на равновесии, в сравнении с предыдущими аналогами и прототипами технологий повышения отдачи пластов на репрессии за счет сохранения начальной проницаемости продуктивного пласта;
- возможность разработки не традиционных залежей углеводородов;
- возможность адресного воздействия на пласт за счет направленной проводки управляемых боковых стволов большой протяженности;
- возможность проведения интенсификации без воздействия на цементную крепь колонны значительным перепадом давления и химическим разрушением;
- возможность проведения интенсификации с воздействием на пласт значительным перепадом давления или химическим разрушением;
- очистку ствола скважины при ее проводке, что позволяет эффективно использовать технологию, как в карбонатных, так и в терригенных пластах;
- возможность производить на депрессии промывку забоя скважины и выполнять геофизические работы в интервале пласта, проводить различные виды ремонта скважины без контакта технологических жидкостей с продуктивным пластом, извлекать отсекающую компоновку из заглушенной скважины при необходимости.
Claims (5)
1. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии, включающий установку в скважину высокопрочных НКТ (насосно-компрессорных труб), механического якоря, поворотного устройства, герметизирующего устройства, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, установку ниже отклонителя последовательно разъединителя, циркуляционного узла, пакера и воронки; герметизацию устья скважины; установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочего койла (гибкой насосно-компрессорной трубы), устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающего койла; подачу аэрированной жидкости в межколонное пространство НКТ/койл или одновременно в межколонное пространство НКТ/койл и во внутреннее пространство койла или раздельную закачку жидкости и газа по данным двум пространствам, при этом аэрированная жидкость, пройдя по малому затрубу НКТ/койл, через устройство перераспределения потока, далее по рабочему койлу, через гидромониторную насадку попадает в боковой ствол, создавая канал, и вместе с продуктами разрушения горной породы по проведенному стволу возвращается в скважину и поднимается на устье по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна, на поверхности промывочную жидкость дегазируют, очищают от углеводородов и продуктов разрушения горной породы, в случае необходимости проводят ее дополнительную химическую обработку и возвращают по круговой циркуляции в скважину; перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство, через отклонитель в контакт с горной породой; проводку плановой протяженности радиального ствола на депрессии, когда в процессе проходки по пласту обеспечивается забойное давление ниже пластового или равное ему, что определяется плотностью промывочной жидкости, сниженной за счет аэрации и при необходимости пенообразованием до необходимых значений и контролируемой расчетным соотношением газа и промывочной жидкости, подаваемой с поверхности с возможностью менять такое соотношение в соответствии с измеряемым в боковом стволе фактическим забойным давлением; после проходки по пласту рабочий койл с насадкой извлекается из пласта и проводится промывка скважины на депрессии (забойное давление ниже или равно пластовому) до полного выноса шлама, посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводится в другую плоскость, цикл работ повторяют для следующего бокового ствола; фрезерование окон для всех боковых стволов проводится заранее перед проведением основной операции по проходке боковых стволов посредством кольцевого фрезерования колонны или гидропескоструйной резки отдельных окон; при проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочего койла узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием.
2. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии по п. 1, отличающийся тем, что для проводки радиальных стволов на последующих уровнях с заранее подготовленными окнами для проводки боковых стволов извлекают подающий и рабочий койл из НКТ, контроль давления в НКТ осуществляется путем запирания двухстворчатого обратного клапана, находящегося в компоновке НКТ, срывают НКТ с механического якоря, контроль давления в межколонном пространстве НКТ/обсадная колонна обеспечивается устьевым герметизирующим устройством, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочий койл с навигационной системой, узлом управления траекторий ствола, гидромониторной насадкой, после чего работы по проводке радиальных стволов на депрессии повторяют.
3. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии по п. 1, отличающийся тем, что на этапе подготовки скважины к работам для прорезания окон в обсадной колонне спускают дополнительное гидропескоструйное устройство на колтюбинге, производят абразивную резку прямоугольного отверстия с циркуляцией, переходят от одного места зарезки к другому путем механического срабатывания поворотного устройства на фиксированный дискретный угол, за один спуск гидропескоструйного устройства на колтюбинге проводят резку всех необходимых прямоугольных отверстий для проходки радиальных стволов в обсадной колонне на одном уровне, затем оборудование для гидропескоструйной резки поднимают и приступают к проводке боковых стволов.
4. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии по п. 1, отличающийся тем, при подготовке скважины к работам по радиальному вскрытию пласта проводят кольцевое фрезерование обсадной колонны в интервалах планируемой проводки боковых стволов.
5. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют проведение заключительных работ на скважине после проводки всех боковых стволов, обеспечивающих извлечение технологического оборудования из скважины и спуск эксплуатационной компоновки (фонтанного лифта или насоса) без глушения скважины в интервале проведенных боковых стволов, путем установки отсекающей компоновки выше интервалов радиального вскрытия пласта, устанавливаемой перед подъемом технологического оборудования после окончания работ по проводке боковых стволов и устраняющей контакт жидкости глушения с продуктивным пластом в интервалах радиального вскрытия.
Priority Applications (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016129710A RU2632836C1 (ru) | 2016-07-20 | 2016-07-20 | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии |
| EA201700331A EA034567B1 (ru) | 2016-07-20 | 2017-07-20 | Способ интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии |
| US16/319,170 US20200032631A1 (en) | 2016-07-20 | 2017-07-20 | Method of enhanced oil recovery and intensification of production from oil, gas and condensate wells by means of hydromonitor radial underbalance formation penetration |
| CN201780045282.9A CN109477371A (zh) | 2016-07-20 | 2017-07-20 | 通过水力测功器径向不平衡地层穿透提高石油采收率和增强石油、天然气和凝析油井的生产的方法 |
| PCT/RU2017/000536 WO2018016996A1 (ru) | 2016-07-20 | 2017-07-20 | Спопоб повышения углеводородоотдачи платов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016129710A RU2632836C1 (ru) | 2016-07-20 | 2016-07-20 | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2632836C1 true RU2632836C1 (ru) | 2017-10-10 |
Family
ID=60040789
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016129710A RU2632836C1 (ru) | 2016-07-20 | 2016-07-20 | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20200032631A1 (ru) |
| CN (1) | CN109477371A (ru) |
| EA (1) | EA034567B1 (ru) |
| RU (1) | RU2632836C1 (ru) |
| WO (1) | WO2018016996A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2684557C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-04-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов |
| RU2703064C1 (ru) * | 2019-02-07 | 2019-10-15 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и система для его осуществления |
| CN110552628A (zh) * | 2018-05-31 | 2019-12-10 | 思达斯易能源技术(集团)有限公司 | 钻进装置及具有其的增产管柱以及使用方法 |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109723412B (zh) * | 2018-12-21 | 2019-08-09 | 大庆市晟威机械制造有限公司 | 配注器 |
| CN114542028B (zh) * | 2020-11-25 | 2024-08-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种模拟注入高压气体抽提原油的系统、方法及盘管 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003071084A2 (en) * | 2002-02-20 | 2003-08-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | System for forming a window and drilling a sidetrack wellbore |
| RU2379487C1 (ru) * | 2008-06-18 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород |
| RU2405099C2 (ru) * | 2007-08-30 | 2010-11-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Бурильное устройство и способ бурения ствола |
| RU2416018C2 (ru) * | 2005-12-06 | 2011-04-10 | Чарльз БРУНЕТ | Система установления буровых скважин из основного ствола скважины |
| US20120186875A1 (en) * | 2008-05-13 | 2012-07-26 | Petrojet Canada Inc. | Hydraulic Drilling Method with Penetration Control |
| RU2514048C1 (ru) * | 2012-12-28 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ строительства многозабойной скважины и отклоняющее устройство для его осуществления |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5314019A (en) * | 1992-08-06 | 1994-05-24 | Mobil Oil Corporation | Method for treating formations |
| US20140231147A1 (en) * | 2011-09-15 | 2014-08-21 | Sld Enhanced Recovery, Inc. | Apparatus and system to drill a bore using a laser |
| US10724302B2 (en) * | 2014-06-17 | 2020-07-28 | Petrojet Canada Inc. | Hydraulic drilling systems and methods |
-
2016
- 2016-07-20 RU RU2016129710A patent/RU2632836C1/ru active
-
2017
- 2017-07-20 WO PCT/RU2017/000536 patent/WO2018016996A1/ru active Application Filing
- 2017-07-20 CN CN201780045282.9A patent/CN109477371A/zh active Pending
- 2017-07-20 US US16/319,170 patent/US20200032631A1/en not_active Abandoned
- 2017-07-20 EA EA201700331A patent/EA034567B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003071084A2 (en) * | 2002-02-20 | 2003-08-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | System for forming a window and drilling a sidetrack wellbore |
| RU2416018C2 (ru) * | 2005-12-06 | 2011-04-10 | Чарльз БРУНЕТ | Система установления буровых скважин из основного ствола скважины |
| RU2405099C2 (ru) * | 2007-08-30 | 2010-11-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Бурильное устройство и способ бурения ствола |
| US20120186875A1 (en) * | 2008-05-13 | 2012-07-26 | Petrojet Canada Inc. | Hydraulic Drilling Method with Penetration Control |
| RU2379487C1 (ru) * | 2008-06-18 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Конструкция многозабойной скважины для эксплуатации в зоне многолетнемерзлых пород |
| RU2514048C1 (ru) * | 2012-12-28 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ строительства многозабойной скважины и отклоняющее устройство для его осуществления |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2684557C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-04-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов |
| CN110552628A (zh) * | 2018-05-31 | 2019-12-10 | 思达斯易能源技术(集团)有限公司 | 钻进装置及具有其的增产管柱以及使用方法 |
| RU2703064C1 (ru) * | 2019-02-07 | 2019-10-15 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и система для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201700331A3 (ru) | 2018-05-31 |
| US20200032631A1 (en) | 2020-01-30 |
| EA201700331A2 (ru) | 2018-02-28 |
| EA034567B1 (ru) | 2020-02-20 |
| WO2018016996A1 (ru) | 2018-01-25 |
| CN109477371A (zh) | 2019-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2632836C1 (ru) | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии | |
| RU2642194C2 (ru) | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта | |
| US6520255B2 (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals | |
| AU2001236978B2 (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals | |
| RU2655517C2 (ru) | Образование многоствольных скважин | |
| US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
| EA012893B1 (ru) | Способ и система для обработки пласта для интенсификации притока из скважин | |
| CN102084081B (zh) | 具有钻进控制的液压钻井方法 | |
| CA2769935C (en) | Method and system for cleaning fracture ports | |
| AU2001236978A1 (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals | |
| RU2601881C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в наклонно направленном стволе скважины | |
| EP2795056B1 (en) | Method of fracturing while drilling | |
| EA020570B1 (ru) | Способы, использующие поток текучей среды для выборочной интенсификации притока слоев коллектора | |
| RU2703064C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и система для его осуществления | |
| US10544663B2 (en) | Method of well completion | |
| RU2645059C1 (ru) | Способ щелевой гидропескоструйной перфорации | |
| RU2750805C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов | |
| RU2253760C1 (ru) | Насосно-эжекторная импульсная скважинная струйная установка для гидроразрыва пласта | |
| RU2206724C2 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта | |
| UA74818C2 (en) | Method and apparatus for intensification of multiple intervals of formation | |
| Bybee | Through-ESP Stimulation: A Cost-Effective Alternative | |
| EA017136B1 (ru) | Устройство и способ струйного формирования множества боковых каналов от ствола скважины, имеющего угол наклона от вертикального до горизонтального, и система и способ добычи сырья из подземного пласта, пересекаемого стволом скважины с множеством боковых каналов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20200131 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20220415 |