RU2709262C1 - Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) - Google Patents
Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2709262C1 RU2709262C1 RU2019127309A RU2019127309A RU2709262C1 RU 2709262 C1 RU2709262 C1 RU 2709262C1 RU 2019127309 A RU2019127309 A RU 2019127309A RU 2019127309 A RU2019127309 A RU 2019127309A RU 2709262 C1 RU2709262 C1 RU 2709262C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sidetrack
- string
- interval
- assembly
- sidetracking
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к строительству многозабойных скважин, а именно к технологии бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины.The invention relates to the construction of multilateral wells, and in particular to a technology for drilling and developing sidetracks from a horizontal well.
Известен способ бурения бокового ствола нефтяной скважины (патент RU № 2626103, МПК Е21В 7/04, опубл. 21.07.2017 в бюл. № 21), включающий сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал, закачивание в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава, разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и клина-отклонителя, разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав, бурение бокового ствола из основного ствола, открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста. При этом сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня производят в вертикальной части ствола скважины. Легкоразбуриваемая вставка имеет центральный канал, сверху закрытый легкоразрушаемой мембраной, разбуривание легкоразбуриваемой вставки проводят фрезой, нижний конец которой снабжен направляющей цилиндрической формы с диаметральным размером, позволяющим перемещаться внутри центрального канала по классу широкоходовой посадки. Верхняя часть фрезы снабжена центраторами.A known method of drilling a lateral oil wellbore (patent RU No. 2626103, IPC ЕВВ 7/04, published on July 21, 2017 in bull. No. 21), including continuous cutting of the interval of production casing and cement stone of cylindrical shape from above and a truncated cone from below, isolation of the interval expansion by installing an easily drilled insert made of soft metal of a cylindrical shape longer than the length of the cutting interval, in the upper part of which a channel is made, pumping into the expansion interval of a hardening sealing compound, drilling after e of polymerization legkorazburivaemoy insert unit to the trunk temporary cement plug below the sidetracking and whipstock, drilling of the lateral bore through the hardened composition is sealed, sidetracking of the main trunk, main trunk opening drilling whipstock and temporary cement plug. In this case, the continuous cutting of the interval of the production string and cement stone is performed in the vertical part of the wellbore. An easily drilled insert has a central channel, which is covered by an easily destructible membrane on top, and an easily drilled insert is drilled with a milling cutter, the lower end of which is provided with a cylindrical guide with a diametric size that allows moving inside the central channel according to the class of wide-pass landing. The upper part of the cutter is equipped with centralizers.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола ввиду отсутствия геофизических исследований в процессе бурения бокового ствола и, как следствие, отклонение бокового ствола от заданной траектории;- firstly, a high probability of opening the aquifer and flooding of the main horizontal wellbore due to the lack of geophysical studies during sidetracking and, as a result, the sidetrack deviation from the given trajectory;
- во-вторых, низкая нефтеотдача продукции из-за отсутствия кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола;- secondly, low oil recovery due to the lack of acid treatment of the bottomhole zone of the sidetrack;
- в-третьих, значительные материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать. Кроме того, высокая трудоёмкость способа, обусловленная тем, что для зарезки бокового ствола необходимы сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляция интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания и т.д.- thirdly, significant material and financial costs associated with the fact that after drilling the main horizontal well, it is necessary to cushion it. In addition, the high complexity of the method, due to the fact that for sidetracking, continuous cutting of the interval of the production string and cement stone of a cylindrical shape on top and a truncated cone from the bottom is necessary, isolation of the expansion interval by installing an easily drilled insert made of soft metal of a cylindrical shape longer than the length of the cutting interval and etc.
Известен способ бурения и освоения боковых стволов из горизонтальной скважины (патент RU № 2376438, МПК Е21В 7/04, опубл. 20.12.2009 в бюл. № 35), включающий бурение основного горизонтального ствола, бурение боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов, заполнение входа в боковой ствол после бурения изолирующим материалом, вымывание изолирующего материала из стволов после бурения последнего ствола и освоение скважины. Боковые стволы бурят разной длины, а в качестве бурового раствора используют естественную водную суспензию. После бурения низ каждого ствола, кроме последнего, заполняют раствором эмульгатора Ринго-ЭМ. После бурения последнего ствола при освоении скважины все стволы заполняют нефтью. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером. Пакеруют пространство скважины в интервале вертикального ствола и свабируют подпакерное пространство. Дополнительно обрабатывают призабойную зону одного или нескольких стволов 10–15%-ным раствором соляной кислоты со свабированием.A known method of drilling and development of sidetracks from a horizontal well (patent RU No. 2376438, IPC ЕВВ 7/04, published on December 20, 2009 in bull. No. 35), including drilling of the main horizontal trunk, drilling of sidetracks, acid treatment of sidetracks, filling the entrance to the sidetrack after drilling with insulating material, leaching of the insulating material from the trunks after drilling the last trunk and well development. Sidetracks are drilled in different lengths, and a natural aqueous suspension is used as the drilling fluid. After drilling, the bottom of each trunk, except the last, is filled with a Ringo-EM emulsifier solution. After drilling the last wellbore during well development, all the wellbores are filled with oil. A tubing string (tubing) with a packer is lowered into the well. The well space is packaged in the interval of the vertical wellbore and the under-packer space is swabbed. Additionally, the bottom-hole zone of one or several trunks is treated with a 10–15% hydrochloric acid solution with swabbing.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, сложность точного ориентирования боковых стволов перед их зарезкой из основного горизонтального ствола ввиду отсутствия геофизической телесистемы, что приводит к бурению бокового ствола в произвольном направлении с бесконтрольной траекторией;- firstly, the difficulty of accurately orienting the sidetracks before cutting them out of the main horizontal trunk due to the lack of a geophysical telesystem, which leads to sidetracking in an arbitrary direction with an uncontrolled trajectory;
- во-вторых, высокая вероятность прихвата колонны НКТ в процессе бурения бокового ствола разбуренным шламом из-за отсутствия циркуляции жидкости на устье. Разбуренный шлам не выносится на дневную поверхность, а оседает в основном горизонтальном стволе либо в пробуриваемом боковом стволе;- secondly, a high probability of sticking the tubing string during drilling of the sidetrack with drill cuttings due to the lack of fluid circulation at the mouth. Drilled sludge is not carried to the surface, but settles in the main horizontal wellbore or in a drilled lateral well;
- в-третьих, в случае прихвата компоновки в процессе бурения бокового ствола создаётся аварийная ситуация, связанная с разрывом по телу колонны НКТ, что чревато длительными восстановительными работами в скважине;- thirdly, in the event of a configuration sticking during sidetrack drilling, an emergency situation arises associated with a break in the body of the tubing string, which is fraught with long recovery work in the well;
- в-четвёртых, низкое качество кислотной обработки призабойной зоны боковых стволов, так как все боковые стволы обрабатываются раствором соляной кислоты «общим фильтром» под одним давлением, т. е. невозможно по отдельности обработать призабойную зону каждого бокового ствола скважины;- fourthly, the low quality of acid treatment of the bottomhole zone of the sidetracks, since all sidetracks are treated with a “common filter” hydrochloric acid solution under the same pressure, that is, it is impossible to individually treat the bottomhole zone of each sidetrack;
- в-пятых, значительные материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать.- fifthly, significant material and financial costs associated with the fact that after drilling the main horizontal well, it is necessary to cushion it.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины (патент RU № 2684557, МПК Е21В 7/04, опубл. 09.04.2019 в бюл. № 10), включающий бурение основного горизонтального ствола, сборку компоновки на устье скважины, состоящую из телесистемы, одной утяжеленной бурильной трубы (УБТ), клина-отклонителя, спуск компоновки на колонне НКТ в горизонтальный открытый ствол, размещение клина-отклонителя в интервале зарезки бокового ствола, ориентирование клина-отклонителя, зарезку и бурение бокового ствола, остановку бурения после достижения забоя бокового ствола, подъём колонны НКТ с компоновкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб (ГТ) с насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и произведение кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ с одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола. Кислотную обработку производят сферической насадкой. В зависимости от количества боковых стволов повторяют вышеописанные технологические операции, причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола. The closest in technical essence and the achieved result is a method of drilling and developing a sidetrack from a horizontal well (patent RU No. 2684557, IPC ЕВВ 7/04, publ. 04/09/2019 in bull. No. 10), including drilling of the main horizontal shaft, assembly assembly at the wellhead, consisting of a telesystem, one weighted drill pipe (UBT), diverter wedge, descent of the assembly on the tubing string into a horizontal open hole, placement of the diverter wedge in the interval of sidetracking, orientation of the diverter w sidetracking and drilling, stopping drilling after reaching the bottom of the sidetrack, raising the tubing string with the layout, lowering the tubing string into the tubing string with a nozzle at the end to the depth of the drilled bottom of the sidetrack, and acidizing the bottomhole zone of the sidetrack with injection hydrochloric acid into the GT column while moving the GT column up to the sidetracking interval. Acid treatment is performed with a spherical nozzle. Depending on the number of sidetracks, the above-described technological operations are repeated, and the processing pressure of the bottom-hole zone of the sidetracks can be different for each sidetrack.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, низкая надёжность реализации способа вследствие высокой вероятности прихвата компоновки в процессе бурения разбуренным шламом из-за отсутствия циркуляции жидкости на устье. Разбуренный шлам не выносится на дневную поверхность, а оседает в основном горизонтальном стволе либо в пробуриваемом боковом стволе; - firstly, the low reliability of the implementation of the method due to the high probability of sticking the layout during drilling with drill cuttings due to the lack of fluid circulation at the mouth. Drilled sludge is not carried to the surface, but settles in the main horizontal wellbore or in a drilled lateral well;
- во-вторых, низкая эффективность кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола с применением сферической насадки, которая позволяет снять кольматацию с поверхности пробуренного бокового ствола, но не позволяет углубить в породу пробуренный боковой ствол, т.е. расширить площадь охвата бокового ствола. Кроме того, закачка кислоты проводится без её последующей продавки в пробуренный боковой ствол;- secondly, the low efficiency of acid treatment of the bottomhole zone of the sidetrack with the use of a spherical nozzle, which allows you to remove clogging from the surface of the drilled sidetrack, but does not allow you to deepen the drilled sidetrack into the rock, i.e. expand the coverage area of the sidetrack. In addition, acid injection is carried out without its subsequent displacement into the drilled sidetrack;
- в-третьих, низкое качество кислотной обработки соляной кислотой пробуренного бокового ствола, вследствие отсутствия в ней добавок стабилизатора железа и деэмульгатора;- thirdly, the low quality of the acid treatment with hydrochloric acid of the drilled sidetrack due to the absence of iron stabilizer and demulsifier additives in it;
- в-четвёртых, высокая вероятность обводнения пробуренного бокового ствола, так как режим кислотной обработки не учитывает расстояние от пробуренного бокового ствола до водоносного пласта;fourthly, a high likelihood of flooding the drilled sidetrack, as the acid treatment regime does not take into account the distance from the drilled sidetrack to the aquifer;
- в-пятых, в случае прихвата компоновки в процессе бурения бокового ствола создаётся аварийная ситуация, связанная с разрывом по телу колонны ГТ, что чревато длительными восстановительными работами в скважине.- fifthly, in the event of a sticking of the assembly during the drilling of the sidetrack, an emergency situation arises associated with a break in the body of the GT string, which is fraught with lengthy restoration work in the well.
Техническими задачами изобретения являются повышение надежности способа за счет исключения прихвата компоновки, повышения эффективности и качества кислотной обработки бокового ствола, а также исключение обводнения пробуренного бокового ствола в процессе кислотной обработки и создания аварийной ситуации в скважине. The technical objectives of the invention are to increase the reliability of the method by eliminating the sticking of the layout, increasing the efficiency and quality of acid treatment of the sidetrack, as well as eliminating flooding of the drilled sidetrack during acid treatment and creating an emergency in the well.
По первому варианту технические задачи решаются способом бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины, включающим бурение основного горизонтального ствола, сборку компоновки на устье скважины, состоящую из телесистемы, одной утяжеленной бурильной трубы, клина-отклонителя, спуск компоновки на колонне насосно-компрессорных труб – НКТ в горизонтальный открытый ствол, размещение клина-отклонителя в интервале зарезки бокового ствола, ориентирование клина-отклонителя, зарезку и бурение бокового ствола, остановку бурения после достижения забоя бокового ствола, подъём колонны НКТ с компоновкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб – ГТ с насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и произведение кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ с одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола.In the first embodiment, technical problems are solved a method of drilling and developing a lateral wellbore from a horizontal well, including drilling the main horizontal well, assembling an assembly at the wellhead, consisting of a television system, one weighted drill pipe, a whipstock, launching the assembly on a tubing string — tubing into a horizontal open wellbore, placement of the deflecting wedge in the interval of sidetracking, orientation of the deflecting wedge, sidetracking and drilling, stopping drilling after reaching the bottom of the sidetrack, climb to tubing strings with a layout, a string of flexible pipes - GT with a nozzle at the end to the depth of the drilled bottom of the side of the trunk and descent into the tubing string of the side hole and acid treatment of the bottomhole zone of the side trunk with the injection of hydrochloric acid solution into the GT string with simultaneous movement of the GT string up to the sidetracking interval .
Новым является то, что перед бурением бокового ствола определяют расстояние до водоносного пласта, в процессе спуска компоновки колонну НКТ оснащают тремя пусковыми муфтами: на глубине 500 м муфтой диаметром 1,5 мм, на глубине 700 м муфтой диаметром 2,0 мм, на глубине 900 м муфтой диаметром 2,5 мм, после спуска компоновки на колонне НКТ в заданный интервал зарезки бокового ствола производят ориентирование клина-отклонителя относительно основного горизонтального открытого ствола скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фреза-долото, винтовой забойный двигатель – ВЗД, гидравлический аварийный разъединитель, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне ГТ, за 10 м до достижения фрезой-долотом клина-отклонителя запускают ВЗД и с закачкой технологической жидкости по колонне ГТ входят компоновкой в клин-отклонитель в интервале зарезки бокового ствола, производят бурение бокового ствола до заданного забоя с нагрузкой на фрезу-долото до 1,5 т, причём в процессе бурения бокового ствола производят компрессирование по кругу подачей азота в затрубное пространство через пусковые муфты в межтрубное пространство с аэрированием отработанной технологической жидкости, после достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, далее спускают в колонну НКТ колонну ГТ с гидромониторной насадкой на конце, имеющей диаметр каждого отверстия 4 мм, до глубины пробуренного забоя бокового ствола и затем одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола и закачкой в колонну ГТ раствора ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола производят при одновременной гидромониторной резке каналов в боковом стволе, причём, если минимальное расстояние h от бокового ствола до водоносного пласта составляет 4 м и более, то гидромониторную резку каналов в боковом стволе проводят с удельным расходом раствора ингибированной соляной кислоты на 1 м интервала обработки, равным 0,05 м3/м на каждое отверстие гидромониторной насадки, причём устьевое давление в режиме резки и продавки технологической жидкостью равно 21,0–25,0 МПа, если минимальное расстояние h от бокового ствола до водоносного пласта менее 4 м, то гидромониторную резку каналов в боковом стволе проводят с удельным расходом кислоты на 1 м интервала обработки, равным 0,025 м3/м на одно отверстие гидромониторной насадки, причём устьевое давление в режиме резки и продавки технологической жидкостью равно 15,0–20,0 МПа, после окончания кислотной обработки бокового ствола осуществляют продавку раствора ингибированной соляной кислоты технологической жидкостью по колонне ГТ с полным замещением объема ГТ.What is new is that before drilling the sidetrack, the distance to the aquifer is determined, during the descent of the assembly, the tubing string is equipped with three start-up couplings: at a depth of 500 m, a sleeve with a diameter of 1.5 mm, at a depth of 700 m with a sleeve with a diameter of 2.0 mm, at a depth 900 m with a sleeve 2.5 mm in diameter, after lowering the layout on the tubing string to a predetermined sidetracking interval, the deflecting wedge is oriented relative to the main horizontal open wellbore, the assembly is assembled from bottom to top: cutter-d lotto, downhole screw motor - VZD, hydraulic emergency disconnector, lower the layout into the tubing string on the GT column, 10 m before the cutter-chisel reaches the diverter wedge, launch the VZD and, with the injection of process fluid through the GT column, enter the layout into the diverting wedge in the interval sidetracking, the sidetrack is drilled to the specified bottom with a load on the cutter-bit up to 1.5 tons, and during sidetracking, compression is performed in a circle by supplying nitrogen to the annulus through quick couplings into the annulus with aeration of the spent process fluid, after reaching the bottom of the sidetrack, stop the drilling process and raise the assembly to the GT from the tubing string, then lower the GT string with a hydraulic nozzle at the end, each
По второму варианту технические задачи решаются способом бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины, включающим бурение основного горизонтального ствола, сборку компоновки на устье скважины, состоящую из телесистемы, одной утяжеленной бурильной трубы, клина-отклонителя, спуск компоновки на колонне насосно-компрессорных труб – НКТ в горизонтальный открытый ствол, размещение клина-отклонителя в интервале зарезки бокового ствола, ориентирование клина-отклонителя, зарезку и бурение бокового ствола, остановку бурения после достижения забоя бокового ствола, подъём колонны НКТ с компоновкой, спуск в колонну НКТ колонны гибких труб – ГТ с насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и произведение кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ с одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола.In the second option, technical problems are solved a method of drilling and developing a lateral wellbore from a horizontal well, including drilling the main horizontal well, assembling an assembly at the wellhead, consisting of a television system, one weighted drill pipe, a whipstock, launching the assembly on a tubing string — tubing into a horizontal open wellbore, placement of the deflecting wedge in the interval of sidetracking, orientation of the deflecting wedge, sidetracking and drilling, stopping drilling after reaching the bottom of the sidetrack, climb to tubing strings with a layout, a string of flexible pipes - GT with a nozzle at the end to the depth of the drilled bottom of the side of the trunk and descent into the tubing string of the side hole and acid treatment of the bottomhole zone of the side trunk with the injection of hydrochloric acid solution into the GT string with simultaneous movement of the GT string up to the sidetracking interval .
Новым является то, что перед бурением бокового ствола определяют расстояние до водоносного пласта, в процессе спуска компоновки колонну НКТ оснащают тремя пусковыми муфтами: на глубине 500 м муфтой диаметром 1,5 мм, на глубине 700 м муфтой диаметром 2,0 мм, на глубине 900 м муфтой диаметром 2,5 мм, после спуска компоновки на колонне НКТ в заданный интервал зарезки бокового ствола производят ориентирование клина-отклонителя относительно основного горизонтального открытого ствола скважины, на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фреза-долото, винтовой забойный двигатель – ВЗД, гидравлический аварийный разъединитель, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне ГТ, за 10 м до достижения фрезой-долотом клина-отклонителя запускают ВЗД и с закачкой технологической жидкости по колонне ГТ входят компоновкой в клин-отклонитель в интервале зарезки бокового ствола, производят бурение бокового ствола до заданного забоя с нагрузкой на фрезу-долото до 1,5 т, причём в процессе бурения бокового ствола производят компрессирование по кругу подачей азота в затрубное пространство через пусковые муфты в межтрубное пространство с аэрированием отработанной технологической жидкости, после достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, далее спускают в колонну НКТ колонну ГТ с гидромониторной насадкой на конце, имеющей диаметр каждого отверстия 4 мм, до глубины пробуренного забоя бокового ствола и затем одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола и закачкой в колонну ГТ кислотного состава, состоящего из ингибированной соляной кислоты 22–24%-ной концентрации с добавлением деэмульгатора 0,003 м3 на 1 м3 соляной кислоты и стабилизатора железа в объёме 0,03 м3 на 1 м3 соляной кислоты, производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола при одновременной гидромониторной резке каналов в боковом стволе, причём, если минимальное расстояние h от бокового ствола до водоносного пласта составляет 4 м и более, то гидромониторную резку каналов в боковом стволе проводят с удельным расходом раствора кислотного состава на 1 м интервала обработки, равным 0,05 м3/м на каждое отверстие гидромониторной насадки, причём устьевое давление в режиме резки и продавки технологической жидкостью равно 21,0–25,0 МПа, если минимальное расстояние h от бокового ствола до водоносного пласта менее 4 м, то гидромониторную резку каналов в боковом стволе проводят с удельным расходом кислоты на 1 м интервала обработки, равным 0,025 м3/м на одно отверстие гидромониторной насадки, причём устьевое давление в режиме резки и продавки технологической жидкостью равно 15,0–20,0 МПа, после окончания кислотной обработки бокового ствола осуществляют продавку кислотного состава технологической жидкостью по колонне ГТ с полным замещением её объема.What is new is that before drilling the sidetrack, the distance to the aquifer is determined, during the descent of the assembly, the tubing string is equipped with three start-up couplings: at a depth of 500 m, a sleeve with a diameter of 1.5 mm, at a depth of 700 m with a sleeve with a diameter of 2.0 mm, at a depth 900 m with a sleeve 2.5 mm in diameter, after lowering the layout on the tubing string to a predetermined sidetracking interval, the deflecting wedge is oriented relative to the main horizontal open wellbore, the assembly is assembled from bottom to top: cutter-d lotto, downhole screw motor - VZD, hydraulic emergency disconnector, lower the layout into the tubing string on the GT column, 10 m before the cutter-chisel reaches the diverter wedge, launch the VZD and, with the injection of process fluid through the GT column, enter the layout into the diverting wedge in the interval sidetracking, the sidetrack is drilled to the specified bottom with a load on the cutter-bit up to 1.5 tons, and during sidetracking, compression is performed in a circle by supplying nitrogen to the annulus through quick couplings into the annulus with aeration of the spent process fluid, after reaching the bottom of the sidetrack, stop the drilling process and raise the assembly to the GT from the tubing string, then lower the GT string with a hydraulic nozzle at the end, each
На фиг. 1−6 схематично и последовательно показана реализация предлагаемого способа. In FIG. 1−6 schematically and sequentially shows the implementation of the proposed method.
Сущность способа бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины заключается в следующем.The essence of the method of drilling and development of a sidetrack from a horizontal well is as follows.
Бурят основной горизонтальный открытый ствол 1 скважины. Перед бурением боковых стволов определяют расстояние до водоносного пласта. На устье скважины с основным горизонтальным открытым стволом 1 (фиг. 1) снизу вверх собирают компоновку: телесистема 2, одна утяжелённая бурильная труба − УБТ 3, например диаметром 127 мм, клин-отклонитель 4. The main horizontal open hole of 1 well is drilled. Before drilling the side shafts, the distance to the aquifer is determined. At the wellhead with the main horizontal open hole 1 (Fig. 1), the layout is assembled from bottom to top:
В качестве телесистемы применяют любую известную телесистему, предназначенную для ориентирования клина-отклонителя 4, например марки АБТС-ЭМ конструкции ООО «Битас» (Российская Федерация, г. Самара). В качестве клина-отклонителя 4 применяют любой известный клин-отклонитель, например марки КО-75(127) конструкции института «ТатНИПИнефть» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма), позволяющий отклонять колонну НКТ 5 с компоновкой, например, под углом 4° по отношению к основному горизонтальному открытому стволу 1 скважины. Используют любую известную конструкцию клина-отклонителя, As a telesystem, any known telesystem intended for orienting the deflecting
Спускают компоновку на колонне НКТ 5, например диаметром 89 мм в основной горизонтальный открытый ствол 1. При этом клин-отклонитель 4 располагают в интервале зарезки бокового ствола скважины, например, в интервале 950 м (интервалы установки клина-отклонителя 4 определяют по плану работ). Причем в процессе спуска колонну НКТ 5 оснащают тремя пусковыми муфтами 6 (фиг. 3): на глубинах 500 м муфтой диаметром 1,5 мм, на глубине 700 м муфтой диаметром 2,0 мм, на глубине 900 м муфтой диаметром 2,5 мм (на фиг. 1 не показано). Посредством телесистемы 2 (фиг. 1 и 2) и с помощью специалистов геофизической партии производят ориентирование клина-отклонителя 4 в требуемом направлении от 0° до 360° относительно основного горизонтального открытого ствола 1 скважины. При этом телесистема 2 отправляет сигнал на устье скважины (на фиг. 1−5 не показано), который принимает станция геофизической партии, одновременно поворачивают колонну НКТ 5 диаметром 89 мм с компоновкой с устья скважины вправо с расхаживанием и остановкой в течение 4−5 мин. С помощью сигнала, получаемого с телесистемы 2 на станции геофизической партии, достигают запланированного направления вправо, например на 130° (фиг. 2) относительно основного горизонтального открытого ствола 1 скважины. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку (фиг. 3): фреза-долото 7, ВЗД 8, гидравлический аварийный разъединитель (ГАР) 9. Например, используют фрезу-долото диаметром 68 мм, а ВЗД марки Д-55.The assembly is lowered on the
ГАР 9 (на фиг. 3 показан условно) выполнен в виде полого корпуса (на фиг. 1−6 не показано), оснащенного внутри посадочным седлом, зафиксированным с помощью срезного штифта к полому корпусу. Посадочное седло ГАР 9 выполнено под сбрасываемый с устья в колонну ГТ 10 (фиг. 3, 4, 5) шар и позволяет разъединить колонну ГТ 10 от ВЗД 8 в случае прихвата компоновки в пробуриваемом боковом стволе 11.GAR 9 (conditionally shown in FIG. 3) is made in the form of a hollow body (not shown in FIGS. 1–6), equipped inside with a landing seat fixed with a shear pin to the hollow body. The landing saddle of the GAR 9 is made under the ball that is discharged from the mouth into the
Снижается вероятность прихвата компоновки в пробуриваемом боковом стволе 11 за счёт применения ГАР 9, позволяющего отсоединить колонну ГТ 10 от компоновки и извлечь колонну ГТ 10 из скважины без обрыва, что исключает длительные восстановительные работы в скважине по извлечению оборванной колонны ГТ из скважины и сэкономить материальные и финансовые средства.Reduces the likelihood of sticking the layout in the drilled
Спускают компоновку в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм на колонне ГТ 10 со скоростью 15 м/мин без циркуляции технологичекой жидкости на устье скважины с расхаживанием через каждые 500 м спуска. За 10 м до достижения фрезой-долотом 7 клина-отклонителя 4 снижают скорость спуска до 5 м/мин и запускают ВЗД 8. С закачкой технологической жидкости насосным агрегатом 12 (фиг. 3) по колонне ГТ 10 входят компоновкой в клин-отклонитель 4 в интервал зарезки бокового ствола 11. В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1100 кг/м3.The assembly is lowered into a
Герметизируют на устье скважины пространство между колонной НКТ 5 и ГТ 10 устьевым герметизатором 13, обеспечивающим герметичность на устье при осевом перемещении колонны ГТ в процессе бурения боковых стволов. The space between the
Далее запускают компрессор 14 и выводят его на режим с давлением 8,0 МПа, производят бурение (зарезку) бокового ствола 11 под углом 4° по отношению к основному горизонтальному открытому стволу 1 скважины с нагрузкой на фрезу-долото 7 до 1,5 т.Next, start the compressor 14 and put it into operation with a pressure of 8.0 MPa, drill (cut) the lateral bore 11 at an angle of 4 ° relative to the main horizontal
В процессе бурения бокового ствола 11 при открытой задвижке 15 производят компрессирование по кругу подачей азота компрессором 14 в затрубное пространство 16. Из затрубного пространства 16 азот через пусковые муфты 6 попадает в межтрубное пространство 17 между НКТ 5 и ГТ 10, где происходит аэрирование отработанной технологической жидкости. Аэрированием снижают давление в межтрубном пространстве 17 между НКТ 5 и ГТ 10, благодаря чему аэрированная отработанная технологическая жидкость вместе с разбуренным шламом поднимается вверх по межтрубному пространству 17 между НКТ 5 и ГТ 10 и через открытую задвижку 18 попадает в желобную ёмкость 19.In the process of drilling the
Продолжают бурение бокового ствола 11 под углом 4° по отношению к основному горизонтальному открытому стволу 1 скважины до достижения забоя 20 с нагрузкой на фрезу-долото 7 до 1,5 т, например длиной, равной l = 100 м в интервале 950–1050 м. The
После достижения забоя 20 бокового ствола 11 останавливают процесс бурения. При этом прекращают закачку технологической жидкости насосным агрегатом 12 в колонну ГТ 10 и подачу азота компрессором 14 в затрубное пространство 16 скважины. After reaching the bottom 20 of the
Поднимают компоновку на ГТ 10 из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм. Демонтируют на устье скважины насосный агрегат 12 и компрессор 14. The layout is raised to
Повышается надёжность реализации способа за счёт снижения вероятности прихвата компоновки в процессе бурения бокового ствола 11, разбуренным шламом, так как разбуренный шлам благодаря аэрированию отработанной технологической жидкости с помощью компрессора через пусковые муфты выносится на дневную поверхность, а не оседает в основном горизонтальном открытом стволе либо в пробуриваемом боковом стволе.The reliability of the implementation of the method is increased by reducing the likelihood of a sticking of the assembly during drilling of the
Затем с учетом расстояния от бокового ствола до водоносного пласта 21 спускают в колонну НКТ колонну ГТ с гидромониторной насадкой 22 на конце, имеющей диаметр каждого отверстия гидромониторной насадки, равный 4 мм, до глубины пробуренного забоя бокового ствола.Then, taking into account the distance from the lateral shaft to the
Далее по первому варианту на базе производственного обслуживания, например нефтехимсервиса готовят кислотный состав, состоящий из ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации.Then, according to the first option, on the basis of production services, for example, petrochemicalservice, an acid composition is prepared consisting of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration.
Используют:Use:
- 22–24 %-ную соляную кислоту ингибированную, например выпускаемую по ТУ 2458-017-12966038-2002 (с изменениями № 1-4), (https://www.napor.ru/production/ingibirovannaya-solkislota/napor-hcl.html), ТУ 2458-526-05763441-2010 и др. любого известного производителя. Например, применяют ингибированную соляную кислоту марки НАПОР-HCl, которая по составу представляет смесь соляной кислоты с массовой долей хлористого водорода 20–24% и выпускается ООО «Напор» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань). - 22-24% inhibited hydrochloric acid, for example, produced according to TU 2458-017-12966038-2002 (with amendments No. 1-4), (https://www.napor.ru/production/ingibirovannaya-solkislota/napor- hcl.html), TU 2458-526-05763441-2010, etc. of any well-known manufacturer. For example, NAPOR-HCl inhibited hydrochloric acid is used, which in composition is a mixture of hydrochloric acid with a mass fraction of hydrogen chloride of 20-24% and is produced by Napor LLC (Russian Federation, Republic of Tatarstan, Kazan).
22–24%-ную соляную кислоту ингибированную применяют для улучшения состояния пород, сложенных из известняка, пород-доломитов, а также, загрязненных карбонатными отложениями. Это эффективный метод очистки продуктивного пласта от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне в процессе вскрытия бурением.Inhibited 22–24% hydrochloric acid is used to improve the condition of rocks composed of limestone, dolomite rocks, as well as contaminated with carbonate deposits. This is an effective method of cleaning the reservoir from pollution products that have fallen or formed in the bottomhole zone during drilling by drilling.
В зависимости от минимального расстояния h от бокового ствола 11 до водоносного пласта, определяемого по геофизическим исследованиям, например, инклинометрии, выполняют следующее.Depending on the minimum distance h from the
1. Если минимальное расстояние h от бокового ствола 11 (фиг. 4) до водоносного пласта 21 составляет 4 м и более, например 5 м.1. If the minimum distance h from the side trunk 11 (Fig. 4) to the
Рассчитывают необходимый объём (Vн) ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации для гидромониторной резки в зависимости от длины бокового ствола 11, как указано выше l = 100 м и количества отверстий гидромониторной насадки 22 с учетом удельного расхода кислоты на 1 м интервала обработки, равного 0,05 м3/м на одно отверстие гидромониторной насадки 22. Гидромониторная насадка 22 с диаметром отверстия 4 мм, например снабжена тремя отверстиями 23', 23", 23"'.Calculate the required volume (V n ) of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration for jet cutting, depending on the length of the
Используют любую известную конструкцию гидромониторной насадки, например конструкции института «ТатНИПИнефть» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма). Use any known design of the hydraulic nozzle, for example, the design of the TatNIPIneft Institute (Russian Federation, Republic of Tatarstan, Bugulma).
Кроме того, при расчете общего объёма соляной кислоты (Vк) учитывают внутренний объём (Vгт) колонны ГТ 10 (например, Vгт = 0,8 м3) для дальнейшей продавки в призабойную зону бокового ствола 11.In addition, when calculating the total volume of hydrochloric acid (V c ), the internal volume (V g ) of the
Таким образом, общий объём ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации составляет:Thus, the total volume of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration is:
Vк = Vн +Vгт,V k = V n + V gt
где Vк – общий объём соляной кислоты, м3;where V to - the total volume of hydrochloric acid, m 3 ;
Vн – объём ингибированной соляной кислоты для гидромониторной резки, м3;V n - the volume of inhibited hydrochloric acid for jet cutting, m 3 ;
Vгт – внутренний объём колонны ГТ, м3.V gt is the internal volume of the GT column, m 3 .
Тогда, подставляя числовые значения, получим:Then, substituting the numerical values, we get:
Vк = 0,05 м3/м · 3 · 100 м + 0,8 м3 = 15,8 м3.V to = 0.05 m 3 / m · 3 · 100 m + 0.8 m 3 = 15.8 m 3 .
Завозят готовый раствор ингибированной соляной кислоты в объёме 15,8 м3.A prepared solution of inhibited hydrochloric acid is delivered in a volume of 15.8 m 3 .
Далее спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 10, например диаметром, равным 38,1 мм с насадкой 22 (фиг. 4) на конце, до глубины 1050 м пробуренного забоя 20 бокового ствола 11. Затем на устье скважины закрывают задвижки 15 и 18 (фиг. 3) и обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата 12 с колонной ГТ 10, а всасывающую линию с ёмкостью (на фиг. 1–6 не показано) с раствором ингибированной соляной кислоты. Next, the
Производят закачку в колонну ГТ 10 (фиг. 4, 5) раствор ингибированной соляной кислоты. После достижения устьевого давления начала гидромониторной резки 21,0 МПа (контролируют по показаниям манометра насосного агрегата) производят одновременное перемещение колонны ГТ 10 вверх до интервала зарезки бокового ствола 11, т. е. до глубины 950 м, со скоростью 0,1 м/с и производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола 11 в режиме гидромониторной резки продольных каналов 24', 24", 24"' (фиг. 5 и 6) по всей его длине (l = 100 м), при этом поддерживают устьевое давление в интервале 21,0–25,0 МПа.Injected into the column GT 10 (Fig. 4, 5) a solution of inhibited hydrochloric acid. After reaching wellhead pressure, the start of hydromonitor cutting is 21.0 MPa (controlled by the pressure gauge of the pump unit), the
После окончания кислотной обработки бокового ствола с образованием продольных каналов 24', 24", 24"' в нём с помощью насосного агрегата производят продавку кислотного состава технологической жидкостью по колонне ГТ 10 с полным замещением её объема (Vгт = 0,8 м3), при этом поддерживают устьевое давление в интервале 21,0–25,0 МПа. В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1100 кг/м3.After closure acidizing lateral bore to form
После окончания продавки извлекают колонну ГТ 10 с гидромонитрной насадкой 22 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм. After the sale is completed, the
Улучшается сообщаемость продуктивного пласта через гидромониторные каналы 24', 24'',24'" с боковым стволом 11 и основным горизонтальным стволом, а также, расширяются и очищаются трещины и поры в продуктивном пласте от отложений, микроорганизмов.The communication of the productive formation through the hydromonitor channels 24 ', 24' ', 24' "with the
1. Если минимальное расстояние h от бокового ствола 11 до водоносного пласта 1. If the minimum distance h from the
менее 4 м, например 3 м.less than 4 m, e.g. 3 m
Сначала рассчитывают необходимый объём ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации для гидромониторной резки в зависимости от длины бокового ствола 11, как указано выше l = 100 м и количества отверстий гидромониторной насадки 22 с учетом удельного расхода кислоты на 1 м интервала обработки, равного 0,025 м3/м на одно отверстие гидромониторной насадки 22. Гидромониторная насадка 22 с диаметром отверстия 4 мм , например снабжена тремя отверстиями 23', 23", 23"'.First, the required volume of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration for hydromonitor cutting is calculated depending on the length of the
Используют любую известную конструкцию гидромониторной насадки, например конструкции института «ТатНИПИнефть» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма). Use any known design of the hydraulic nozzle, for example, the design of the TatNIPIneft Institute (Russian Federation, Republic of Tatarstan, Bugulma).
Кроме того, при расчете общего объёма кислоты учитывают внутренний объём колонны ГТ 10 (например Vгт = 0,8 м3) для дальнейшей продавки в призабойную зону бокового ствола 11.In addition, when calculating the total volume of acid, the internal volume of the
Таким образом общий объём ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации составляет:Thus, the total volume of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration is:
Vк = Vн +Vгт ,V k = V n + V gt
где Vк – общий объём соляной кислоты, м3;where V to - the total volume of hydrochloric acid, m 3 ;
Vн – объём ингибированной соляной кислоты для гидромониторной резки, м3;V n - the volume of inhibited hydrochloric acid for jet cutting, m 3 ;
Vгт – внутренний объём колонны ГТ, м3.V gt is the internal volume of the GT column, m 3 .
Тогда подставляя числовые значения получим:Then substituting the numerical values we get:
Vк = 0,025 м3/м · 3 · 100 м + 0,8 м3 = 8,3 м3.V to = 0.025 m 3 / m · 3 · 100 m + 0.8 m 3 = 8.3 m 3 .
Завозят готовый раствор ингибированной соляной кислоты в объёме 8,3 м3.A prepared solution of inhibited hydrochloric acid is delivered in a volume of 8.3 m 3 .
Затем спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 10, например диаметром 38,1 мм с насадкой 22 (фиг. 4) на конце до глубины 1050 м пробуренного забоя 20 бокового ствола 11. Затем на устье скважины закрывают задвижки 15 и 18 (фиг. 3) и обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата 12 с колонной ГТ 10, а всасывающую линию с ёмкостью (на фиг. 1–6 не показано) с раствором ингибированной соляной кислоты. Then, a
Производят закачку в колонну ГТ 10 (фиг. 4 и 5) раствор ингибированной соляной кислоты. После достижения устьевого давления начала гидромониторной резки 15,0 МПа (контролируют по показаниям манометра насосного агрегата) производят одновременное перемещение колонны ГТ 10 вверх до интервала зарезки бокового ствола 11, т. е. до глубины 950 м, со скоростью 0,1 м/с и производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола 11 в режиме гидромониторной резки продольных каналов 24', 24", 24"' по всей его длине (l = 100 м), при этом поддерживают устьевое давление в интервале 15,0–20,0 МПа.Injected into the column GT 10 (Fig. 4 and 5) a solution of inhibited hydrochloric acid. After reaching the wellhead pressure, the start of jet-cutting cutting is 15.0 MPa (controlled by the pressure gauge of the pump unit), the
После окончания кислотной обработки бокового ствола с образованием продольных каналов 24', 24", 24"' продавливают с помощью насосного агрегата раствор ингибированной соляной кислоты технологической жидкостью по колонне ГТ 10 с полным замещением её объема (Vгт = 0,8 м3), при этом поддерживают устьевое давление в интервале 15,0–20,0 МПа. В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1100 кг/м3.After the acid treatment of the lateral trunk with the formation of
После окончания продавки извлекают колонну ГТ 10 с гидромониторной насадкой 22 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.After the sale is completed, the
В результате гидромониторной резки породы продуктивного пласта раствором ингибированной соляной кислоты образуются продольные каналы 24', 24", 24"' (фиг. 5 и 6) глубиной b = 20–30 см и длиной равной длине бокового ствола 11 (l = 100 м). Продольные каналы 24', 24", 24"' позволяют углубить в породу продуктивного пласта пробуренный боковой ствол 11 (фиг. 5, 6), т.е. расширить площадь охвата бокового ствола 11. Кроме того, закачку кислоты проводят с последующей продавкой в объёме, равном объему ГТ в пробуренный боковой ствол. Всё это позволяет повысить эффективность кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола 11.As a result of hydromonitor cutting of the reservoir rock with a solution of inhibited hydrochloric acid,
В результате применения способа бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины повышается область воздействия и качество кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола 11, исключается вскрытие пробуриваемым боковым стволом водоносного пласта при кислотной обработке, так как режимы кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола осуществляются индивидуально в зависимости от минимального расстояния h от бокового ствола до водоносного пласта. Снижается вероятность прихвата компоновки в пробуриваемом боковом стволе 11 за счёт применения ГАР 9, позволяющего отсоединить колонну ГТ 10 от компоновки и извлечь колонну ГТ 10 из скважины без обрыва, что исключает длительные восстановительные работы в скважине по извлечению оборванной колонны ГТ из скважины и сэкономить материальные и финансовые средства.As a result of the application of the method of drilling and developing the sidetrack from a horizontal well, the impact area and the quality of acid treatment of the bottomhole zone of the
По второму варианту на базе производственного обслуживания, например нефтехимсервиса готовят кислотный состав, состоящий из ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации с добавлением деэмульгатора в объёме 0,003 м3 на 1 м3 соляной кислоты и стабилизатора железа в объёме 0,03 м3 на 1 м3 соляной кислоты путем смешения.According to the second option, an acid composition is prepared on the basis of production services, for example, petrochemicalservice, consisting of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration with the addition of a demulsifier in a volume of 0.003 m 3 per 1 m 3 of hydrochloric acid and an iron stabilizer in a volume of 0.03 m 3 per 1 m 3 hydrochloric acid by mixing.
Для приготовления кислотного состава используют:To prepare the acid composition using:
- 22–24%-ную соляную кислоту ингибированную, выпускающую по ТУ 2458-017-12966038-2002 (с изменениями № 1-4), (https://www.napor.ru/production/ingibirovannaya-solkislota/napor-hcl.html), любого известного производителя. Например, применяют ингибированную соляную кислоту марки НАПОР-HCl, которая по составу представляет смесь соляной кислоты с массовой долей хлористого водорода 20–24% и выпускается ООО «Напор» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань). - 22-24% inhibited hydrochloric acid, releasing according to TU 2458-017-12966038-2002 (with amendments No. 1-4), (https://www.napor.ru/production/ingibirovannaya-solkislota/napor-hcl .html), any well-known manufacturer. For example, NAPOR-HCl inhibited hydrochloric acid is used, which in composition is a mixture of hydrochloric acid with a mass fraction of hydrogen chloride of 20-24% and is produced by Napor LLC (Russian Federation, Republic of Tatarstan, Kazan).
22–24 %-ную соляную кислоту ингибированную применяют для улучшения состояния пород, сложенных из известняка, пород-доломитов, а также, загрязненных карбонатными отложениями. Это эффективный метод очистки продуктивного пласта от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне в процессе вскрытия бурением.Inhibited 22–24% hydrochloric acid is used to improve the condition of rocks composed of limestone, dolomite rocks, as well as contaminated with carbonate deposits. This is an effective method of cleaning the reservoir from pollution products that have fallen or formed in the bottomhole zone during drilling by drilling.
- стабилизатор железа (реагент контроля железа) применяют по ГОСТ 4148-78 Железо (II) сернокислое 7-водное. Технические условия (с Изменениями № 1, 2) любого известного производителя. Например применяют реагент контроля железа марки ТНХС-СЖ производителя ООО «ТаграС-ХимСервис» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск).- iron stabilizer (iron control reagent) is used according to GOST 4148-78 Iron (II) sulfate 7-water. Technical conditions (with Changes No. 1, 2) of any well-known manufacturer. For example, an iron control reagent of the TNHS-SZ brand is used by the manufacturer of TagraS-ChemService LLC (Russian Federation, Republic of Tatarstan, Almetyevsk).
Реагент контроля железа в объёме, равном 0,03 м3 = 30 л добавляют в 1 м3 22–24 %-ной ингибированной соляной кислоты, что позволяет снизить степень окисления железа (стабилизировать) и исключить осадкообразование окисла железа в призабойной зоне скважины бокового ствола 11 в процессе выполнения в нём гидромониторных каналов 23', 23'', 23'". An iron control reagent in a volume equal to 0.03 m 3 = 30 l is added to 1 m 3 of 22-24% inhibited hydrochloric acid, which allows to reduce the degree of iron oxidation (stabilize) and to exclude sedimentation of iron oxide in the bottom hole of the side well bore 11 during the execution of the hydraulic monitor channels 23 ', 23'',23'"in it.
- деэмульгатор предназначен для предотвращения образования нефтекислотных эмульсий при кислотной обработке призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов и используется в качестве присадки к ингибированной 22–24 %-ной соляной кислоте. - the demulsifier is designed to prevent the formation of oil-acid emulsions during acid treatment of the bottom-hole zone of carbonate and terrigenous reservoirs and is used as an additive to inhibited 22-24% hydrochloric acid.
Применяют любой известный деэмульгатор к ингибированной 22–24 %-ной соляной кислоте, например, марки «Интенс-3» производства ООО «СурфаХим (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань) или «Atren» марки D-EM (ТУ 2458-053-63121839-2013) производства ООО «ОПУ-30» (Республика Татарстан, Альметьевский район, Нижне-Мактаминский сельсовет), или Группы компаний «Миррико» и др.Any known demulsifier is applied to inhibited 22-24% hydrochloric acid, for example, Intens-3 grade manufactured by SurfaChem LLC (Russian Federation, Republic of Tatarstan, Kazan) or Atren brand D-EM (TU 2458- 053-63121839-2013) produced by OPU-30 LLC (Republic of Tatarstan, Almetyevsk District, Nizhne-Maktaminskiy Village Council), or Mirrico Group of Companies, etc.
Реагент Интенс-3 представляет собой комплексную добавку к соляной кислоте, в состав которой входят: поверхностно-активное вещество, ингибитор кислотной коррозии, замедлитель реакции кислоты, ингибитор геле - и солеобразований, стабилизатор АСПО.The Intens-3 reagent is a complex additive to hydrochloric acid, which includes: a surfactant, an acid corrosion inhibitor, an acid reaction inhibitor, a gel and salt formation inhibitor, and a paraffin stabilizer.
Входящие в состав реагента Интенс-3 поверхностно-активные вещества и модифицирующие добавки позволяют снизить межфазное натяжение на границе с углеводородами, что обеспечит большее (по сравнению с ингибированной соляной кислотой без добавок, описанной в прототипе) проникновение кислотного состава вглубь продуктивного пласта и увеличение эффективности соляно-кислотной обработки коллектора, а также замедлить скорость реакции кислотного раствора, с карбонатной породой, что также обеспечит более глубокое проникновение кислоты в пласт. The surfactants and modifying additives included in the Intens-3 reagent can reduce interfacial tension at the border with hydrocarbons, which will provide greater (compared to inhibited hydrochloric acid without additives described in the prototype) penetration of the acid composition deep into the reservoir and increase the efficiency of salt -acid treatment of the reservoir, as well as slow down the reaction rate of the acid solution with carbonate rock, which will also provide a deeper penetration of acid into the reservoir.
ATREN D-EM представляет собой композицию на основе полимерных и сополимерных соединений в смеси растворителей. Закачивается в скважину для кислотной обработки пласта (или жидкости ГРП), не требует дополнительной подготовки. «Atren D-EM» может применяться в широком диапазоне температур. Содержание деэмульгатора «Atren D-EM» в готовом составе может варьироваться от 0,2 до 0,5%. Особенности - «Atren D-EM» полностью совместим с кислотами, использующимися в процессах ОПЗ. «Atren D-EM» эффективно предотвращает образование водонефтяных эмульсий, а также разрушает уже образовавшиеся эмульсии, не оказывая отрицательного влияния на последующие процессы добычи нефти. «Atren D-EM» не оказывает отрицательного воздействия на другие технологические свойства кислотного состава. (https://e-ecolog.ru/reestr/evrazes/RU.16.11.13.008.%D0%95.000091.08.13;https://www.mirrico.ru/services-products/oil-and-gas/stimulation-of-production-and-limiting-water/intensification-of-oil-production/atren-d-em/#description).ATREN D-EM is a composition based on polymer and copolymer compounds in a mixture of solvents. It is pumped into the well for acid treatment of the formation (or hydraulic fracturing fluid), and does not require additional preparation. Atren D-EM can be used over a wide temperature range. The content of the demulsifier "Atren D-EM" in the finished composition can vary from 0.2 to 0.5%. Features - Atren D-EM is fully compatible with acids used in SCR processes. Atren D-EM effectively prevents the formation of oil-water emulsions, and also destroys emulsions that have already formed, without adversely affecting subsequent oil production processes. Atren D-EM does not adversely affect other technological properties of the acid composition. (https://e-ecolog.ru/reestr/evrazes/RU.16.11.13.008.%D0%95.000091.08.13; https://www.mirrico.ru/services-products/oil-and-gas/stimulation- of-production-and-limiting-water / intensification-of-oil-production / atren-d-em / # description).
Деэмульгатор в объёме, равном 0,003 м3 = 3,0 л добавляют в 1 м3 ингибированной 22–24 %-ной соляной кислоты.A demulsifier in a volume equal to 0.003 m 3 = 3.0 l is added to 1 m 3 of inhibited 22-24% hydrochloric acid.
В зависимости от минимального расстояния h от бокового ствола 11 до водоносного пласта, определяемого по геофизическим исследованиям, например, инклинометрии, выполняют следующее.Depending on the minimum distance h from the
3. Если минимальное расстояние h от бокового ствола 11 (фиг. 4) до водоносного пласта 21 составляет 4 м и более, например 5 м.3. If the minimum distance h from the sidetrack 11 (FIG. 4) to the
Сначала рассчитывают необходимый объём (Vн) ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации для гидромониторной резки в зависимости от длины бокового ствола 11, как указано выше l = 100 м и количества отверстий гидромониторной насадки 22 с учетом удельного расхода кислоты на 1 м интервала обработки, равного 0,05 м3/м на одно отверстие гидромониторной насадки 22. Гидромониторная насадка 22 с диаметром отверстия 4 мм, например снабжена тремя отверстиями 23', 23", 23"'.First, the required volume (V n ) of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration is calculated for jet cutting, depending on the length of the
Используют любую известную конструкцию гидромониторной насадки, например конструкции института «ТатНИПИнефть» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма). Use any known design of the hydraulic nozzle, for example, the design of the TatNIPIneft Institute (Russian Federation, Republic of Tatarstan, Bugulma).
Кроме того, при расчете общего объёма соляной кислоты (Vк) учитывают внутренний объём (Vгт) колонны ГТ 10 (например, Vгт = 0,8 м3) для дальнейшей продавки в призабойную зону бокового ствола 11.In addition, when calculating the total volume of hydrochloric acid (V c ), the internal volume (V g ) of the
Таким образом, общий объём ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации составляет:Thus, the total volume of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration is:
Vк = Vн +Vгт,V k = V n + V gt
где Vк – общий объём соляной кислоты, м3;where V to - the total volume of hydrochloric acid, m 3 ;
Vн – объём ингибированной соляной кислоты для гидромониторной резки, м3;V n - the volume of inhibited hydrochloric acid for jet cutting, m 3 ;
Vгт – внутренний объём колонны ГТ, м3.V gt is the internal volume of the GT column, m 3 .
Тогда, подставляя числовые значения, получим:Then, substituting the numerical values, we get:
Vк = 0,05 м3/м · 3 · 100 м + 0,8 м3 = 15,8 м3.V to = 0.05 m 3 / m · 3 · 100 m + 0.8 m 3 = 15.8 m 3 .
Объем стабилизатора железа: Vс = 15,8 м3 ·0,03 м3 = 0,47 м3.The volume of the iron stabilizer: V s = 15.8 m 3 · 0.03 m 3 = 0.47 m 3 .
Объём деэмульгатора: Vд = 15,8 м3 ·0,003 м3 = 0, 05 м3.The volume of the demulsifier: V d = 15,8 m 3 · 0,003 m 3 = 0.05 m 3 .
Складывая суммарно объёмы компонентов кислотного состава получаем:Summing up the total volume of the components of the acid composition we obtain:
V = Vк +Vс +Vд = 15,8 м3+0,47 м3+0,05 м3 =16,32 м3.V = V to + V s + V d = 15.8 m 3 +0.47 m 3 +0.05 m 3 = 16.32 m 3 .
Завозят готовый кислотный состав в объёме 16,32 м3.The finished acid composition is imported in a volume of 16.32 m 3 .
Далее спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 10, например диаметром, равным 38,1 мм с насадкой 22 (фиг. 4) на конце, до глубины 1050 м пробуренного забоя 20 бокового ствола 11. Затем на устье скважины закрывают задвижки 15 и 18 (фиг. 3) и обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата 12 с колонной ГТ 10, а всасывающую линию с ёмкостью (на фиг. 1–6 не показано) с кислотным составом. Next, the
Производят закачку в колонну ГТ 10 (фиг. 4, 5) кислотного состава. После достижения устьевого давления начала гидромониторной резки 21,0 МПа (контролируют по показаниям манометра насосного агрегата) производят одновременное перемещение колонны ГТ 10 вверх до интервала зарезки бокового ствола 11, т. е. до глубины 950 м, со скоростью 0,1 м/с и производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола 11 в режиме гидромониторной резки продольных каналов 24', 24", 24"' (фиг. 5 и 6) по всей его длине (l = 100 м), при этом поддерживают устьевое давление в интервале 21,0–25,0 МПа.The acid composition is injected into the
После окончания кислотной обработки бокового ствола с образованием продольных каналов 24', 24", 24"' в нём с помощью насосного агрегата производят продавку кислотного состава технологической жидкостью по колонне ГТ 10 с полным замещением её объема (Vгт = 0,8 м3), при этом поддерживают устьевое давление в интервале 21,0–25,0 МПа. В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1100 кг/м3.After closure acidizing lateral bore to form
После окончания продавки извлекают колонну ГТ 10 с гидромонитрной насадкой 22 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм. After the sale is completed, the
Улучшается сообщаемость продуктивного пласта через гидромониторные каналы 24', 24'',24'" с боковым стволом 11 и основным горизонтальным стволом, а также, расширяются и очищаются трещины и поры в продуктивном пласте от отложений, микроорганизмов.The communication of the productive formation through the hydromonitor channels 24 ', 24' ', 24' "with the
2. Если минимальное расстояние h от бокового ствола 11 до водоносного пласта 2. If the minimum distance h from the
менее 4 м, например 3 м.less than 4 m, e.g. 3 m
Сначала рассчитывают необходимый объём ингибированной соляной кислоты 22–24%-ной концентрации для гидромониторной резки в зависимости от длины бокового ствола 11, как указано выше l = 100 м и количества отверстий гидромониторной насадки 22 с учетом удельного расхода кислоты на 1 м интервала обработки, равного 0,025 м3/м на одно отверстие гидромониторной насадки 22. Гидромониторная насадка 22 с диаметром отверстия 4 мм , например снабжена тремя отверстиями 23', 23", 23"'.First, the required volume of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration for hydromonitor cutting is calculated depending on the length of the
Используют любую известную конструкцию гидромониторной насадки, например конструкции института «ТатНИПИнефть» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма). Use any known design of the hydraulic nozzle, for example, the design of the TatNIPIneft Institute (Russian Federation, Republic of Tatarstan, Bugulma).
Кроме того, при расчете общего объёма кислоты учитывают внутренний объём колонны ГТ 10 (например Vгт = 0,8 м3) для дальнейшей продавки в призабойную зону бокового ствола 11.In addition, when calculating the total volume of acid, the internal volume of the
Таким образом общий объём ингибированной соляной кислоты 22–24 %-ной концентрации составляет:Thus, the total volume of inhibited hydrochloric acid of 22-24% concentration is:
Vк = Vн +Vгт ,V k = V n + V gt
где Vк – общий объём соляной кислоты, м3;where V to - the total volume of hydrochloric acid, m 3 ;
Vн – объём ингибированной соляной кислоты для гидромониторной резки, м3;V n - the volume of inhibited hydrochloric acid for jet cutting, m 3 ;
Vгт – внутренний объём колонны ГТ, м3.V gt is the internal volume of the GT column, m 3 .
Тогда подставляя числовые значения получим:Then substituting the numerical values we get:
Vк = 0,025 м3/м · 3 · 100 м + 0,8 м3 = 8,3 м3.V to = 0.025 m 3 / m · 3 · 100 m + 0.8 m 3 = 8.3 m 3 .
Объем стабилизатора железа: Vс = 8,3 м3 ·0,03 м3 = 0,25 м3.The volume of the iron stabilizer: V s = 8.3 m 3 · 0.03 m 3 = 0.25 m 3 .
Объём деэмульгатора: Vд = 8,3 м3 ·0,003 м3 = 0,025 м3.The volume of the demulsifier: V d = 8.3 m 3 · 0.003 m 3 = 0.025 m 3 .
Складывая суммарно объёмы компонентов кислотного состава получаем:Summing up the total volume of the components of the acid composition we obtain:
V = Vк + Vс +Vд = 8,3 + 0,25 + 0,025 = 8,575 м3.V = V to + V s + V d = 8.3 + 0.25 + 0.025 = 8.575 m 3 .
Завозят готовый кислотный состав в объёме 8,575 м3.The finished acid composition is imported in the amount of 8.575 m 3 .
Затем спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 10, например диаметром 38,1 мм с насадкой 22 (фиг. 4) на конце до глубины 1050 м пробуренного забоя 20 бокового ствола 11. Затем на устье скважины закрывают задвижки 15 и 18 (фиг. 3) и обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата 12 с колонной ГТ 10, а всасывающую линию с ёмкостью (на фиг. 1–6 не показано) с кислотным составом. Then, a
Производят закачку в колонну ГТ 10 (фиг. 4 и 5) кислотного состава. После достижения устьевого давления начала гидромониторной резки 15,0 МПа (контролируют по показаниям манометра насосного агрегата) производят одновременное перемещение колонны ГТ 10 вверх до интервала зарезки бокового ствола 11, т. е. до глубины 950 м, со скоростью 0,1 м/с и производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола 11 в режиме гидромониторной резки продольных каналов 24', 24", 24"' по всей его длине (l = 100 м), при этом поддерживают устьевое давление в интервале 15,0–20,0 МПа.The acid composition is injected into the
После окончания кислотной обработки бокового ствола с образованием продольных каналов 24', 24", 24"' продавливают с помощью насосного агрегата кислотный состав технологической жидкостью по колонне ГТ 10 с полным замещением её объема (Vгт = 0,8 м3), при этом поддерживают устьевое давление в интервале 15,0–20,0 МПа. В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1100 кг/м3.After completion of the acid treatment of the sidetrack with the formation of
После окончания продавки извлекают колонну ГТ 10 с гидромониторной насадкой 22 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.After the sale is completed, the
В результате гидромониторной резки породы продуктивного пласта кислотным составом образуются продольные каналы 24', 24", 24"' (фиг. 5 и 6) глубиной b = 20–30 см и длиной, равной длине бокового ствола 11 (l = 100 м). Продольные каналы 24', 24", 24"' позволяют углубить в породу продуктивного пласта пробуренный боковой ствол 11 (фиг. 5, 6), т.е. расширить площадь охвата бокового ствола 11. Кроме того, закачку кислоты проводят с последующей продавкой в объёме, равном объему ГТ в пробуренный боковой ствол. Всё это позволяет повысить эффективность кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола 11.As a result of hydromonitor cutting of the reservoir rock with an acidic composition,
В результате применения предложенного кислотного состава, состоящего из 22–24 %-ной ингибированной соляной кислоты, деэмульгатора и стабилизатора железа повышается качество кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола 11. As a result of the application of the proposed acid composition, consisting of 22-24% inhibited hydrochloric acid, a demulsifier and an iron stabilizer, the quality of acid treatment of the bottomhole zone of the
Исключается вскрытие пробуриваемым боковым стволом водоносного пласта при кислотной обработке, так как режимы кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола осуществляются индивидуально в зависимости от минимального расстояния h от бокового ствола до водоносного пласта. The drilling of the aquifer by the drilled lateral stem is excluded during acid treatment, since the acid treatment regimes of the bottomhole zone of the lateral stem are carried out individually depending on the minimum distance h from the lateral stem to the aquifer.
Снижается вероятность прихвата компоновки в пробуриваемом боковом стволе 11 за счёт применения ГАР 9, позволяющего отсоединить колонну ГТ 10 от компоновки и извлечь колонну ГТ 10 из скважины без обрыва, что исключает длительные восстановительные работы в скважине по извлечению оборванной колонны ГТ из скважины и сэкономить материальные и финансовые средства.Reduces the likelihood of sticking the layout in the drilled
Предлагаемый способ бурения и освоения бокового ствола из горизонтальной скважины позволяет: The proposed method of drilling and developing a sidetrack from a horizontal well allows you to:
- повысить надёжность бурения бокового ствола;- increase the reliability of sidetracking;
- исключить вскрытие пробуриваемым боковым стволом водоносного пласта;- exclude the opening of the drilled lateral trunk of the aquifer;
- исключить обрыв колонны ГТ в скважине;- to exclude the breakdown of the GT column in the well;
- повысить эффективность и качество кислотной обработки бокового ствола скважины.- increase the efficiency and quality of acid treatment of the side wellbore.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019127309A RU2709262C1 (en) | 2019-08-30 | 2019-08-30 | Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019127309A RU2709262C1 (en) | 2019-08-30 | 2019-08-30 | Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2709262C1 true RU2709262C1 (en) | 2019-12-17 |
Family
ID=69006837
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019127309A RU2709262C1 (en) | 2019-08-30 | 2019-08-30 | Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2709262C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2771371C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-05-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Set of assemblies for increasing the filtration area of the bottomhole zone of an open horizontal well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2000031376A2 (en) * | 1998-11-20 | 2000-06-02 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
| RU2376438C1 (en) * | 2009-03-18 | 2009-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of multihole well construction |
| RU2442883C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil reserves |
| RU132123U1 (en) * | 2013-04-02 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФракДжет-Волга" | ACID DRILLING RIG |
| RU2579042C1 (en) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of carbonate formation |
-
2019
- 2019-08-30 RU RU2019127309A patent/RU2709262C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2000031376A2 (en) * | 1998-11-20 | 2000-06-02 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
| RU2376438C1 (en) * | 2009-03-18 | 2009-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of multihole well construction |
| RU2442883C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil reserves |
| RU132123U1 (en) * | 2013-04-02 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ФракДжет-Волга" | ACID DRILLING RIG |
| RU2579042C1 (en) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of carbonate formation |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2771371C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-05-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Set of assemblies for increasing the filtration area of the bottomhole zone of an open horizontal well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11008843B2 (en) | System and methods for constructing and fracture stimulating multiple ultra-short radius laterals from a parent well | |
| US6725933B2 (en) | Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production | |
| EP0851094B1 (en) | Method of fracturing subterranean formation | |
| EP1298281B1 (en) | Acid stimulating with downhole foam mixing | |
| US6938690B2 (en) | Downhole tool and method for fracturing a subterranean well formation | |
| US9670750B2 (en) | Methods of operating well bore stimulation valves | |
| MX2009002101A (en) | Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage. | |
| BRPI0917852A2 (en) | method and apparatus for maintaining a wellbore and manipulable fracturing tool | |
| BRPI0806338B1 (en) | BACKGROUND COMPLETE SET, AND, BACKGROUND COMPLETE METHOD IN AN UNDERGROUND FORMATION | |
| CN107461186B (en) | Branch well reservoir transformation device and transformation method | |
| RU2709262C1 (en) | Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) | |
| RU2312972C2 (en) | Method and device for fluid-containing reservoir isolation | |
| RU2684557C1 (en) | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development | |
| CN111472739A (en) | Staged fracturing production-increasing transformation method for 3-inch semi-solid well completion shaft of sidetracking horizontal well | |
| RU2709263C1 (en) | Method of drilling and development of offshoots from horizontal well | |
| CN111594123A (en) | Jet staged fracturing method for bare hole immovable pipe column of ultra-short radius horizontal well | |
| RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
| RU2708743C1 (en) | Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part | |
| RU2451174C1 (en) | Method of hydraulic breakdown of formation | |
| RU2750805C1 (en) | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes | |
| CN113847006B (en) | Radial well fracturing method and fracturing tool | |
| US20230358115A1 (en) | Downhole flow communication-stimulating apparatuses, systems, and methods | |
| US11639644B2 (en) | Downhole flow communication apparatuses | |
| CN112780248B (en) | Coal bed gas horizontal well and construction method thereof | |
| Wade | Techniques for Treating and Completing Water Injection Wells in California |