RU2718455C2 - Well for production of hydrocarbons and method of well construction - Google Patents

Well for production of hydrocarbons and method of well construction Download PDF

Info

Publication number
RU2718455C2
RU2718455C2 RU2018101078A RU2018101078A RU2718455C2 RU 2718455 C2 RU2718455 C2 RU 2718455C2 RU 2018101078 A RU2018101078 A RU 2018101078A RU 2018101078 A RU2018101078 A RU 2018101078A RU 2718455 C2 RU2718455 C2 RU 2718455C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
connecting section
branch
well
vertical branch
vertical
Prior art date
Application number
RU2018101078A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2018101078A3 (en
RU2018101078A (en
Inventor
Махендра Л. ДЖОШИ
Сюэлэ ЦИ
Реймонд Патрик МЁРФИ
Дьюи Лавонн ПАРКИ
Original Assignee
Дженерал Электрик Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Дженерал Электрик Компани filed Critical Дженерал Электрик Компани
Publication of RU2018101078A publication Critical patent/RU2018101078A/en
Publication of RU2018101078A3 publication Critical patent/RU2018101078A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2718455C2 publication Critical patent/RU2718455C2/en

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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
    • 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

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
  • Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

FIELD: construction.
SUBSTANCE: group of inventions relates to construction of wells for production of hydrocarbons. Method comprises drilling vertical branch at first preset depth to form wellbore. Vertical branch is widened at location of joint unit in vertical branch to form first connecting section. Binding material is introduced into first connecting section. Side branch is drilled at the first specified distance through the side wall of the first connecting section. Side branch is widened through the side wall of the first connecting section to form the second connecting section. Binding material is introduced into the first connecting section and the second connecting section to form a connection unit between the vertical branch and the side branch.
EFFECT: technical result is higher efficiency of construction of wells and reliability of device operation.
15 cl, 12 dwg

Description

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИCROSS REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS

[0001] Приоритет настоящей заявки заявляется по предварительной заявке США №62/195814, озаглавленной "Система и способ разделения скважины и скважинная сепарация текучих сред скважины", поданной 23 июля 2015 года и полностью включенной в настоящую заявку путем ссылки.[0001] The priority of this application is claimed by provisional application US No. 62/195814, entitled "System and method for separating a well and downhole fluid separation of a well", filed July 23, 2015 and is fully incorporated into this application by reference.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND

[0002] Варианты выполнения предложенного изобретения относятся, в целом, к скважинам и, в частности, к скважине для добычи углеводородов и способу строительства скважины.[0002] Embodiments of the proposed invention relate generally to wells and, in particular, to a hydrocarbon production well and a method for constructing a well.

[0003] Для генерации энергии в различных применениях широко используются невозобновляемые углеводородные текучие среды, например, нефть и газ. Такие углеводородные текучие среды находятся под поверхностью земли. Углеводородные текучие среды добывают из скважин для добычи углеводородов, которые проходят под поверхностью земли. Однако в своей природной форме углеводородные текучие среды встречаются не в чистой форме, а в виде смеси углеводородных текучих сред, воды, песка и других дисперсных веществ, собирательно называемых текучей средой скважины. Подобные текучие среды скважины фильтруют при помощи различных механизмов для экстракции обогащенного углеводородами потока и водного потока.[0003] Non-renewable hydrocarbon fluids such as oil and gas are widely used for energy generation in various applications. Such hydrocarbon fluids are below the surface of the earth. Hydrocarbon fluids are produced from hydrocarbon wells that pass below the surface of the earth. However, in their natural form, hydrocarbon fluids are not found in pure form, but in the form of a mixture of hydrocarbon fluids, water, sand and other dispersed substances, collectively referred to as well fluid. Such well fluids are filtered by various mechanisms for extracting a hydrocarbon-rich stream and a water stream.

[0004] Кроме того, в зависимости от географического местоположения скважины для добычи углеводородов могут использоваться скважины различных видов. В одном способе текучие среды скважины извлекают на поверхность земли и сепарируют на поверхности земли при помощи поверхностного сепаратора. Воду, отсепарированную от текучих сред скважины, размещают в сертифицированном месте централизованной утилизации воды. Однако, такой способ повышает риск сейсмической активности в географическом местоположении.[0004] In addition, various types of wells may be used depending on the geographic location of the well for producing hydrocarbons. In one method, well fluids are recovered to the surface of the earth and separated on the surface of the earth using a surface separator. Water separated from the well fluid is placed in a certified place for centralized water disposal. However, this method increases the risk of seismic activity in a geographic location.

[0005] В другом способе текучие среды скважины сепарируют внутри скважины при помощи скважинного сепаратора. Водный поток, отсепарированный от обогащенного углеводородами потока, размещают внутри той же скважины. Однако в подобных способах текучие среды скважины ослабляют потоковое давление спустя некоторый период времени, что уменьшает срок эксплуатации скважины для добычи углеводородов. Кроме того, в ряде способов скважина может содержать боковые ветви, которые могут помогать в поддержании потокового давления текучих сред скважины. В таких конфигурациях скважинный сепаратор устанавливают на переходе между вертикальной ветвью и боковой ветвью, что может влиять на конструкционную целостность скважины.[0005] In another method, well fluids are separated inside the well using a downhole separator. An aqueous stream separated from the hydrocarbon-rich stream is placed inside the same well. However, in such methods, well fluids weaken the flow pressure after a certain period of time, which reduces the life of the well for hydrocarbon production. In addition, in a number of methods, the well may contain lateral branches that can help maintain the flow pressure of the well fluids. In such configurations, the downhole separator is installed at the transition between the vertical branch and the lateral branch, which can affect the structural integrity of the well.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

[0006] Кратко, в соответствии с одним вариантом выполнения предложен способ формирования узла соединения в скважине. Способ включает бурение вертикальной ветви на первую заданную глубину для формирования скважинного ствола. Способ также включает расширение вертикальной ветви в местоположении узла соединения в вертикальной ветви для формирования первой соединительной секции. Способ также включает введение связующего материала в первую соединительную секцию. Способ также включает бурение боковой ветви на первое заданное расстояние через боковую стенку первой соединительной секции. Способ также включает расширение боковой ветви через боковую стенку первой соединительной секции для формирования второй соединительной секции. Способ также включает введение связующего материала в первую соединительную секцию и вторую соединительную секцию для формирования узла соединения между вертикальной ветвью и боковой ветвью.[0006] Briefly, in accordance with one embodiment, a method for forming a joint assembly in a well is provided. The method includes drilling a vertical branch to a first predetermined depth to form a borehole. The method also includes expanding the vertical branch at the location of the connection node in the vertical branch to form the first connecting section. The method also includes introducing a binder material into the first connecting section. The method also includes drilling the lateral branch at a first predetermined distance through the side wall of the first connecting section. The method also includes expanding the side branch through the side wall of the first connecting section to form a second connecting section. The method also includes introducing a binder material into the first connecting section and the second connecting section to form a connection node between the vertical branch and the side branch.

[0007] В другом варианте выполнения предложена скважина. Скважина содержит вертикальную ветвь и одну или более боковых ветвей, проточно сообщающихся с вертикальной ветвью. Скважина также содержит один или более узлов соединения, сформированных с помощью связующего материала, причем указанная одна или более боковых ветвей соединена с вертикальной ветвью в одном или более узлов соединения.[0007] In another embodiment, a well is provided. The well comprises a vertical branch and one or more lateral branches flowing in communication with the vertical branch. The well also comprises one or more joint nodes formed with a bonding material, said one or more side branches being connected to a vertical branch in one or more joint nodes.

ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙDESCRIPTION OF DRAWINGS

[0008] Эти и другие признаки, особенности и преимущества настоящего изобретения станут более понятны при прочтении следующего подробного описания со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых одинаковые позиции обозначают одни и те же элементы на всех прилагаемых чертежах, на которых:[0008] These and other features, features and advantages of the present invention will become clearer when reading the following detailed description with reference to the accompanying drawings, in which the same positions indicate the same elements in all the accompanying drawings, in which:

[0009] на фиг. 1 схематично представлена скважина, выполненная в соответствии с одним вариантом изобретения;[0009] in FIG. 1 schematically shows a well made in accordance with one embodiment of the invention;

[0010] на фиг. 2 схематично представлена скважина, выполненная в соответствии с другим вариантом изобретения;[0010] in FIG. 2 schematically shows a well made in accordance with another embodiment of the invention;

[0011] на фиг. 3 изображена, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, блок-схема, представляющая этапы способа формирования узла соединения в скважине;[0011] in FIG. 3 depicts, in accordance with one embodiment of the invention, a flowchart representing the steps of a method for forming a joint in a well;

[0012] на фиг. 4 схематично проиллюстрирован, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, этап способа строительства скважины, представленной на фиг. 1;[0012] in FIG. 4 schematically illustrates, in accordance with one embodiment of the invention, a step of the well construction method of FIG. one;

[0013] на фиг. 5 схематично проиллюстрирован, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, другой этап способа строительства скважины, показанной на фиг. 1;[0013] in FIG. 5 schematically illustrates, in accordance with one embodiment of the invention, another step of the well construction method shown in FIG. one;

[0014] на фиг. 6 схематично проиллюстрирован, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, еще один этап способа строительства скважины, показанной на фиг. 1;[0014] in FIG. 6 schematically illustrates, in accordance with one embodiment of the invention, another step of the well construction method of FIG. one;

[0015] на фиг. 7 схематично проиллюстрирован, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, другой этап способа строительства скважины, показанной на фиг. 1;[0015] in FIG. 7 schematically illustrates, in accordance with one embodiment of the invention, another step of the well construction method shown in FIG. one;

[0016] на фиг. 8 схематично проиллюстрирован, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, еще один этап способа строительства скважины, показанной на фиг. 1;[0016] in FIG. 8 schematically illustrates, in accordance with one embodiment of the invention, another step of the well construction method of FIG. one;

[0017] на фиг. 9 схематично проиллюстрирован, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, другой этап способа строительства скважины, показанной на фиг. 1;[0017] in FIG. 9 schematically illustrates, in accordance with one embodiment of the invention, another step of the well construction method shown in FIG. one;

[0018] на фиг. 10 схематично проиллюстрирован, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, еще один этап способа строительства скважины, показанной на фиг. 1;[0018] in FIG. 10 schematically illustrates, in accordance with one embodiment of the invention, another step of the well construction method of FIG. one;

[0019] на фиг. 11 схематично проиллюстрирован, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, другой этап способа строительства скважины, показанной на фиг. 1;[0019] in FIG. 11 schematically illustrates, in accordance with one embodiment of the invention, another step of the well construction method shown in FIG. one;

[0020] на фиг. 12 схематично проиллюстрирован, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения, еще один этап способа строительства скважины с фиг. 1.[0020] in FIG. 12 schematically illustrates, in accordance with one embodiment of the invention, another step of the well construction method of FIG. one.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0021] В вариантах выполнения изобретения раскрыта скважина и способ строительства скважины. Способ включает бурение вертикальной ветви на заданную глубину для формирования скважинного ствола. Кроме того, способ также включает расширение вертикальной ветви в местоположении узла соединения в вертикальной ветви для формирования первой соединительной секции. Способ также включает введение связующего материала в первую соединительную секцию. Способ также включает бурение боковой ветви на заданное расстояние через боковую стенку первой соединительной секции. Способ также включает расширение боковой ветви через боковую стенку первой соединительной секции для формирования второй соединительной секции. Способ также включает введение связующего материала в первую соединительную секцию и вторую соединительную секцию для формирования узла соединения между вертикальной и боковой ветвями.[0021] In embodiments of the invention, a well and method for constructing a well are disclosed. The method includes drilling a vertical branch to a predetermined depth to form a borehole. In addition, the method also includes expanding the vertical branch at the location of the connection node in the vertical branch to form the first connecting section. The method also includes introducing a binder material into the first connecting section. The method also includes drilling a lateral branch at a predetermined distance through the side wall of the first connecting section. The method also includes expanding the side branch through the side wall of the first connecting section to form a second connecting section. The method also includes introducing a binder material into the first connecting section and the second connecting section to form a connection node between the vertical and side branches.

[0022] На фиг. 1 схематично представлена, в соответствии с одним вариантом выполнения предложенного изобретения, скважина 10. Скважина 10 включает вертикальную ветвь 90 и боковую ветвь 118, проточно сообщающуюся с вертикальной ветвью 90. Боковая ветвь 118 соединена с вертикальной ветвью 90 с помощью узла 98 соединения. Узел 98 соединения содержит первую соединительную секцию 102 и вторую соединительную секцию 126. При этом узел 98 сформирован при помощи связующего материала 108 для обеспечения дополнительной конструкционной целостности на участке соединения между вертикальной ветвью 90 и боковой ветвью 118.[0022] FIG. 1, a well 10 is shown schematically, in accordance with one embodiment of the present invention. Well 10 includes a vertical branch 90 and a side branch 118 in fluid communication with the vertical branch 90. The lateral branch 118 is connected to the vertical branch 90 via a connection unit 98. The node 98 of the connection contains the first connecting section 102 and the second connecting section 126. In this case, the node 98 is formed using a bonding material 108 to provide additional structural integrity at the connection between the vertical branch 90 and the side branch 118.

[0023] В проиллюстрированном варианте выполнения боковая ветвь 118 содержит хвостовик 138, проходящий в боковом направлении от второй соединительной секции 126. Боковая ветвь 118 расположена в зоне 100 добычи. Боковая ветвь 118 имеет множество перфораций (не изображено), обеспечивающих возможность входа текучих сред 140 скважины из зоны 100 добычи в боковую ветвь 118. В одном варианте выполнения предложенного изобретения текучие среды 140 скважины содержат смесь нефти, воды и песка. Сепаратор 142, например, скважинный сепаратор, расположен в узле 98 соединения в вертикальной ветви 90. При этом сепаратор 142 выполнен с возможностью сепарирования текучих сред 140 скважины на обогащенный углеводородами поток 144 и воду 146. В одном варианте выполнения сепаратор 142 может включать центробежный сепаратор или циклонный сепаратор. Электрический погружной насос 148 расположен в вертикальной ветви 90 выше узла 98 соединения. При этом электрический погружной насос 148 выполнен с возможностью передачи обогащенного углеводородами потока 144 на поверхность 150 земли.[0023] In the illustrated embodiment, the side branch 118 comprises a shank 138 extending laterally from the second connecting section 126. The side branch 118 is located in the production zone 100. The lateral branch 118 has many perforations (not shown) that allow fluids 140 of the well to enter from the production zone 100 into the lateral branch 118. In one embodiment of the present invention, the fluids 140 of the well comprise a mixture of oil, water and sand. A separator 142, for example, a downhole separator, is located in the joint assembly 98 in a vertical branch 90. In this case, the separator 142 is configured to separate the fluids 140 of the well into a hydrocarbon-rich stream 144 and water 146. In one embodiment, the separator 142 may include a centrifugal separator or cyclone separator. An electric submersible pump 148 is located in the vertical branch 90 above the joint assembly 98. While the electric submersible pump 148 is configured to transmit hydrocarbon-rich stream 144 to the surface 150 of the earth.

[0024] Далее, узел 98 соединения включает первый изоляционный пакер 152, расположенный на первом конце 154, и второй изоляционный пакер 156, расположенный на втором конце 158. Используемый в настоящем документе термин "изоляционный пакер" может быть определен как уплотнительное устройство, используемое для изолирования различных секций скважины друг от друга. Электрический погружной насос 148 расположен выше первого пакера 152 узла 98 соединения. Вертикальная ветвь 90 соединена с зоной 114 централизованной утилизации подземных вод. При этом воду 146, сепарированную от текучих сред 140 скважины, размещают в зоне 114 централизованной утилизации подземных вод через вертикальную ветвь 90.[0024] Further, the connection assembly 98 includes a first isolation packer 152 located at a first end 154 and a second isolation packer 156 located at a second end 158. As used herein, the term “isolation packer” can be defined as a sealing device used to isolating different sections of the well from each other. An electric submersible pump 148 is located above the first packer 152 of the joint assembly 98. A vertical branch 90 is connected to a centralized groundwater disposal zone 114. While the water 146, separated from the fluids 140 of the well, is placed in the zone 114 of the centralized utilization of groundwater through a vertical branch 90.

[0025] На фиг. 2 приведено схематичное изображение 170, в соответствии с одним вариантом выполнения предложенного изобретения, другого варианта выполнения скважины 172. Скважина 172 содержит вертикальную ветвь 174 и множество боковых ветвей 176, выполненных с возможностью сообщения по текучей среде с вертикальной ветвью 174. Каждая боковая ветвь из множества боковых ветвей 176 соединена с вертикальной ветвью 174 в соответствующих местах 178 соединения. В таких вариантах выполнения по меньшей мере одна боковая ветвь из множества боковых ветвей 176 представляет собой добычную ветвь 180, выполненную с возможностью приема текучих сред скважины из зоны 182 добычи. Кроме того, по меньшей мере одна боковая ветвь из остальных боковых ветвей представляет собой утилизационную ветвь 186, используемую для утилизации воды, сепарированной от текучих сред скважины. В одном варианте выполнения предложенного изобретения первая боковая ветвь из множества боковых ветвей 176 может представлять собой добычную ветвь 180, и вторая боковая ветвь из множества боковых ветвей 176 может представлять собой утилизационную ветвь 186. В другом примере первая боковая ветвь может представлять собой добычную ветвь, и вторая боковая ветвь, третья боковая ветвь и четвертая боковая ветвь могут представлять собой утилизационные ветви. При этом вторая боковая ветвь, третья боковая ветвь и четвертая боковая ветвь могут быть распределены по различным местоположениям в зоне 188 утилизации для обеспечения распределенной утилизации воды, сепарированной от текучих сред скважины.[0025] In FIG. 2 is a schematic diagram 170, in accordance with one embodiment of the proposed invention, another embodiment of a well 172. Well 172 comprises a vertical branch 174 and a plurality of side branches 176 configured to fluidly communicate with the vertical branch 174. Each side branch of a plurality the side branches 176 are connected to the vertical branch 174 at the respective joints 178. In such embodiments, the at least one side branch of the plurality of side branches 176 is a production branch 180 configured to receive well fluids from the production zone 182. In addition, at least one side branch of the remaining side branches is a recovery branch 186, used to dispose of water separated from the fluids of the well. In one embodiment of the invention, the first side branch of the plurality of side branches 176 may be a production branch 180, and the second side branch of the plurality of side branches 176 may be a recovery branch 186. In another example, the first side branch may be a production branch, and the second lateral branch, the third lateral branch and the fourth lateral branch may be recycling branches. In this case, the second lateral branch, the third lateral branch and the fourth lateral branch can be distributed at various locations in the disposal zone 188 to provide distributed utilization of water separated from the well fluids.

[0026] На фиг. 3 изображена, в соответствии с одним вариантом выполнения предложенного изобретения, блок-схема, представляющая этапы способа 200 формирования узла соединения в скважине. Способ 200 включает этап 202, на котором бурят вертикальную ветвь на первую заданную глубину для формирования скважинного ствола. На этапе 204 вертикальную ветвь расширяют в местоположении узла соединения для формирования первой соединительной секции. На этапе 206 вводят связующий материал в первую соединительную секцию. Кроме этого, на этапе 208 бурят боковую ветвь на первое заданное расстояние через боковую стенку первой соединительной секции. На этапе 210 боковую ветвь расширяют на первое заданное расстояние для формирования второй соединительной секции. На этапе 212 во вторую соединительную секцию вводят связующий материал.[0026] In FIG. 3 depicts, in accordance with one embodiment of the proposed invention, a flowchart representing the steps of a method 200 for forming a joint assembly in a well. Method 200 includes a step 202 where a vertical branch is drilled to a first predetermined depth to form a borehole. At step 204, the vertical branch is expanded at the location of the connection node to form the first connecting section. At step 206, binder material is introduced into the first connecting section. In addition, at step 208, a lateral branch is drilled for a first predetermined distance through the side wall of the first connecting section. At step 210, the lateral branch is extended by a first predetermined distance to form a second connecting section. At step 212, a binder material is introduced into the second connecting section.

[0027] На фиг. 4 приведено схематическое представление 201 этапов 202, 204 и 206 способа 200 в соответствии с вариантом выполнения, показанным на фиг. 3. Вертикальную ветвь 90 бурят на первую заданную глубину 92 для формирования скважинного ствола 94. Первую заданную глубину 92 определяют в зависимости от местоположения 96 узла 98 соединения. При этом местоположение 96 узла 98 соединения находится в пределах зоны 100 добычи или смежно с ней. В других вариантах выполнения, как изображено на фиг. 2, местоположение 96 узла соединения также может быть в пределах зоны распределенной утилизации воды или смежно с ней. Кроме этого, вертикальную ветвь 90 расширяют для формирования первой соединительной секции 102. В проиллюстрированном варианте выполнения ширина 104 первой соединительной секции 102 превышает ширину 106 вертикальной ветви 90. Затем в первую соединительную секцию 102 вводят связующий материал 108. В одном варианте выполнения связующий материал 108 может содержать цемент. До начала других этапов в способе 70 связующий материал 108 выдерживают для усадки и высыхания в течение определенного периода времени.[0027] FIG. 4 is a schematic diagram 201 of steps 202, 204, and 206 of method 200 in accordance with the embodiment shown in FIG. 3. A vertical branch 90 is drilled to a first predetermined depth 92 to form a borehole 94. A first predetermined depth 92 is determined depending on the location 96 of the joint 98. Moreover, the location 96 of the node 98 of the connection is within the zone 100 of production or adjacent to it. In other embodiments, as shown in FIG. 2, the location 96 of the connection node may also be within or adjacent to the distributed water disposal zone. In addition, the vertical branch 90 is expanded to form the first connecting section 102. In the illustrated embodiment, the width 104 of the first connecting section 102 exceeds the width 106 of the vertical branch 90. Then, bonding material 108 is introduced into the first connecting section 102. In one embodiment, bonding material 108 may contain cement. Prior to the other steps in method 70, binder 108 is allowed to shrink and dry for a certain period of time.

[0028] На фиг. 5 приведено схематическое представление промежуточного этапа 213 для формирования вертикальной ветви 90 в соответствии с предпочтительным вариантом выполнения. Вертикальную ветвь 90 бурят через первую соединительную секцию 102 с обеспечением ширины 104 первой соединительной секции 102 равной ширине 106 вертикальной ветви 90. Участок связующего материала 108 формирует боковые стенки 110 первой соединительной секции 102.[0028] In FIG. 5 is a schematic representation of an intermediate step 213 for forming a vertical branch 90 in accordance with a preferred embodiment. A vertical branch 90 is drilled through the first connecting section 102 to ensure that the width 104 of the first connecting section 102 is equal to the width 106 of the vertical branch 90. A portion of the bonding material 108 forms the side walls 110 of the first connecting section 102.

[0029] На фиг. 6 приведено схематическое представление другого промежуточного этапа 214, выполняемого перед этапом 208, показанным на фиг. 3, для формирования вертикальной ветви 90, в соответствии с предпочтительным вариантом выполнения. Вертикальную ветвь 90 бурят дальше на вторую заданную глубину 112. Вторая заданная глубина 112 вертикальной ветви 90 может зависеть от типа формируемой скважины. Например, как показано в варианте выполнения на фиг. 1, вертикальную ветвь 90 бурят до глубины, смежной с зоной 114 централизованной утилизации подземных вод. Как изображено на фиг. 2, в других вариантах выполнения вертикальная ветвь 90 может быть пробурена на глубину в зависимости от месторасположения самого глубокого узла соединения. Затем внутри вертикальной ветви 90 располагают обсадную колонну 116. Для прикрепления обсадной колонны 116 к вертикальной ветви 90 выполняют цементирующий процесс.[0029] FIG. 6 is a schematic representation of another intermediate step 214 performed before step 208 shown in FIG. 3 to form a vertical branch 90, in accordance with a preferred embodiment. The vertical branch 90 is drilled further to a second predetermined depth 112. The second predetermined depth 112 of the vertical branch 90 may depend on the type of well being formed. For example, as shown in the embodiment of FIG. 1, a vertical branch 90 is drilled to a depth adjacent to a centralized groundwater disposal zone 114. As shown in FIG. 2, in other embodiments, the vertical branch 90 may be drilled to a depth depending on the location of the deepest junction. A casing 116 is then placed inside the vertical branch 90. A cementing process is performed to attach the casing 116 to the vertical branch 90.

[0030] На фиг. 7 приведено схематичное представление этапа 208 в соответствии с вариантом выполнения, показанным на фиг. 3. Боковую ветвь 118, имеющую ширину 130, бурят на первое заданное расстояние 120 через боковую стенку 110 первой соединительной секции 102 до зоны 100 добычи при помощи направляющего устройства 124. В проиллюстрированном варианте выполнения направляющее устройство 124 устанавливают в первой соединительной секции 102 в вертикальной ветви 90. Направляющее устройство 124 обеспечивает необходимое направление во время процесса бурения. В одном варианте выполнения направляющее устройство 124 может включать отклонитель. В проиллюстрированном варианте выполнения отклонитель включает наклонную плоскость, ориентированную по направлению, в котором необходимо бурить боковую ветвь 118. Аналогичным образом, как изображено на фиг. 2, боковая ветвь может быть также пробурена до зоны 64 распределенной утилизации воды.[0030] FIG. 7 is a schematic representation of step 208 in accordance with the embodiment shown in FIG. 3. A lateral branch 118 having a width of 130 is drilled to a first predetermined distance 120 through the side wall 110 of the first connection section 102 to the production zone 100 with a guide device 124. In the illustrated embodiment, the guide device 124 is installed in the first connection section 102 in a vertical branch 90. The guiding device 124 provides the necessary direction during the drilling process. In one embodiment, the guide device 124 may include a deflector. In the illustrated embodiment, the diverter includes an inclined plane oriented in the direction in which the lateral branch 118 is to be drilled. In the same manner as shown in FIG. 2, the side branch can also be drilled to zone 64 of the distributed water utilization.

[0031] На фиг. 8 приведено схематичное представление этапа 210 в соответствии с вариантом выполнения, показанным на фиг. 3. Боковую ветвь 118 расширяют на первое заданное расстояние 120 для формирования второй соединительной секции 126. Ширина 128 второй соединительной секции 126 превышает ширину 130 боковой ветви 118 (как показано на фиг. 7).[0031] In FIG. 8 is a schematic representation of step 210 in accordance with the embodiment shown in FIG. 3. The lateral branch 118 is extended by a first predetermined distance 120 to form a second connecting section 126. The width 128 of the second connecting section 126 is greater than the width 130 of the side branch 118 (as shown in Fig. 7).

[0032] На фиг. 9 приведено схематичное представление этапа 212 в соответствии с вариантом выполнения, показанным на фиг. 3. Во вторую переходную секцию 126 вводят связующий материал 108. Перед вводом связующего материала 108 удаляют направляющее устройство 124 (показано на фиг. 7) из вертикальной ветви 90 и устанавливают извлекаемую мостовую пробку 132 в первой соединительной секции 102. Используемый в настоящем документе термин "извлекаемая мостовая пробка 132" может быть определен как пробка, выполненная с возможностью извлечения и функционирующая в качестве скважинного барьера, который может быть установлен на заданной глубине в любом месте внутри трубопровода или обсадной колонны скважинного ствола для содейтсвия выполнению широкого диапазона операций по содержанию скважины. Связующий материал 108 выдерживают для усадки и высыхания в течение определенного периода времени. Извлекаемая мостовая пробка 132 обеспечивает опору для связующего материала 108, а также предотвращает протекание связующего материала 108 ниже первой соединительной секции 102.[0032] FIG. 9 is a schematic representation of step 212 in accordance with the embodiment shown in FIG. 3. Binder material 108 is introduced into the second transition section 126. Before introducing the binder material 108, the guide device 124 (shown in FIG. 7) is removed from the vertical branch 90 and the removable bridge plug 132 is installed in the first connecting section 102. The term " removable bridge plug 132 "may be defined as a plug configured to be removable and functioning as a downhole barrier that can be installed at a predetermined depth anywhere in the pipeline or borehole casing to support a wide range of well maintenance operations. Binder material 108 is allowed to shrink and dry over a period of time. The removable bridge plug 132 provides support for the bonding material 108 and also prevents the bonding material 108 from flowing below the first connecting section 102.

[0033] На фиг. 10 приведено схематическое представление дополнительного этапа 216, выполняемого после этапа 212, показанного на фиг. 3, в соответствии с предпочтительным вариантом выполнения изобретения. Боковую ветвь 118 бурят через вторую соединительную секцию 126 на второе заданное расстояние 134 с обеспечением ширины 128 второй соединительной секции 126 равной ширине 130 боковой ветви 118. Связующий материал 108 формирует боковые стенки 136 второй соединительной секции 126.[0033] FIG. 10 is a schematic representation of an additional step 216 performed after step 212 shown in FIG. 3, in accordance with a preferred embodiment of the invention. The lateral branch 118 is drilled through the second connecting section 126 to a second predetermined distance 134, providing a width 128 of the second connecting section 126 equal to the width 130 of the side branch 118. The bonding material 108 forms the side walls 136 of the second connecting section 126.

[0034] На фиг. 11 приведено схематическое представление дополнительного этапа 218, выполняемого после этапа 216, показанного на фиг. 10, в соответствии с вариантом выполнения предложенного изобретения. После бурения боковой ветви 118 на второе заданное расстояние 134 в боковой ветви 118 устанавливают хвостовик 138, проходящий от второй соединительной секции 126.[0034] FIG. 11 is a schematic representation of an additional step 218 performed after step 216 shown in FIG. 10, in accordance with an embodiment of the invention. After drilling the lateral branch 118, a shank 138 extending from the second connecting section 126 is installed at a second predetermined distance 134 in the lateral branch 118.

[0035] На фиг. 12 приведено схематическое представление дополнительного этапа 220, выполняемого после этапа 218, показанного на фиг. 11, в соответствии с предпочтительным вариантом выполнения изобретения. Вертикальную ветвь 90 бурят через первую соединительную секцию 102 для удаления связующего материала 108. Затем извлекаемую мостовую пробку 132 удаляют из первой соединительной секции 102 для формирования узла 98 соединения (показано на фиг. 4), соответствующего боковой ветви 118. Узел 98 соединения обеспечивает конструкционную целостность соединения между вертикальной ветвью 90 и боковой ветвью 118. В частности, конструкционная целостность обеспечена связующим материалом 108 боковых стенок 110 и 136 первой соединительной секции 102 и второй соединительной секции 126, соответственно.[0035] FIG. 12 is a schematic representation of an additional step 220 performed after step 218 shown in FIG. 11, in accordance with a preferred embodiment of the invention. A vertical branch 90 is drilled through the first connecting section 102 to remove the binder material 108. Then, the removable bridge plug 132 is removed from the first connecting section 102 to form a connection assembly 98 (shown in FIG. 4) corresponding to the side branch 118. The connection assembly 98 provides structural integrity the connection between the vertical branch 90 and the side branch 118. In particular, structural integrity is provided by the bonding material 108 of the side walls 110 and 136 of the first connecting section 102 and the second connector second section 126, respectively.

[0036] Этапы, изображенные на фиг. 4-12, могут быть повторены с дополнительными модификациями для формирования множества боковых ветвей, соединенных с вертикальной ветвью во множестве соответствующих узлов соединения, как показано на фиг. 2, для обеспечения конструкционной целостности местам, соединяющим множество боковых ветвей с вертикальной ветвью.[0036] The steps shown in FIG. 4-12 may be repeated with further modifications to form a plurality of side branches connected to a vertical branch at a plurality of corresponding connection nodes, as shown in FIG. 2 to provide structural integrity to locations connecting a plurality of side branches to a vertical branch.

[0037] Следует понимать, что квалифицированному специалисту легко распознать взаимозаменяемость различных признаков из различных вариантов выполнения изобретения, и что различные описанные признаки, а также другие известные эквиваленты для каждого признака могут быть сочтены и совмещены специалистом средней квалификации в рассматриваемой области техники для создания дополнительных систем и технологий в соответствии с принципами, изложенными в описании предложенного изобретения. Таким образом, подразумевается, что независимые пункты приложенной формулы изобретения охватывают все подобные модификации и изменения, находящиеся в пределах существа предложенного изобретения.[0037] It should be understood that it is easy for a person skilled in the art to recognize the interchangeability of various features from various embodiments of the invention, and that the various features described, as well as other known equivalents for each feature, can be counted and combined by a person of ordinary skill in the art to create additional systems and technologies in accordance with the principles set forth in the description of the proposed invention. Thus, it is understood that the independent claims of the appended claims cover all such modifications and changes that are within the spirit of the proposed invention.

[0038] В настоящем документе проиллюстрированы и описаны только некоторые признаки предложенного изобретения. Однако для специалистов понятны многие модификации и изменения. Таким образом, подразумевается, что приложенная формула изобретения охватывают все подобные модификации и изменения, находящиеся в пределах объема предложенного изобретения.[0038] Only certain features of the proposed invention are illustrated and described herein. However, specialists understand many modifications and changes. Thus, it is intended that the appended claims cover all such modifications and changes that fall within the scope of the invention.

Claims (20)

1. Способ строительства скважины, включающий бурение вертикальной ветви на первую заданную глубину для формирования скважинного ствола,1. A method of constructing a well, comprising drilling a vertical branch to a first predetermined depth to form a borehole, расширение вертикальной ветви в местоположении узла соединения в вертикальной ветви для формирования первой соединительной секции,expanding the vertical branch at the location of the connection node in the vertical branch to form the first connecting section, введение связующего материала в первую соединительную секцию,the introduction of a binder material in the first connecting section, бурение боковой ветви на первое заданное расстояние через боковую стенку первой соединительной секции,drilling a lateral branch at a first predetermined distance through the side wall of the first connecting section, расширение боковой ветви через боковую стенку первой соединительной секции для формирования второй соединительной секции, иexpanding the side branch through the side wall of the first connecting section to form a second connecting section, and введение связующего материала в первую соединительную секцию и вторую соединительную секцию для формирования узла соединения между вертикальной ветвью и боковой ветвью.introducing a binder material into the first connecting section and the second connecting section to form a connection node between the vertical branch and the side branch. 2. Способ по п.1, в котором бурят вертикальную ветвь на вторую заданную глубину через первую соединительную секцию в местоположении узла соединения перед бурением боковой ветви.2. The method according to claim 1, in which they drill a vertical branch to a second predetermined depth through the first connecting section at the location of the connection node before drilling the side branch. 3. Способ по п.1, в котором устанавливают направляющее устройство в первой соединительной секции в местоположении узла соединения в вертикальной ветви перед бурением боковой ветви.3. The method according to claim 1, in which the guide device is installed in the first connecting section at the location of the connection node in the vertical branch before drilling the side branch. 4. Способ по п.3, в котором удаляют направляющее устройство из первой соединительной секции в местоположении узла соединения и устанавливают в первой соединительной секции мостовую пробку, выполненную с возможностью извлечения, перед введением связующего материала в первую соединительную секцию и вторую соединительную секцию.4. The method according to claim 3, in which the guide device is removed from the first connecting section at the location of the connection node and installing in the first connecting section a bridge plug configured to be removed before introducing the binder material into the first connecting section and the second connecting section. 5. Способ по п.4, в котором извлекают указанную мостовую пробку и бурят вертикальную ветвь на вторую заданную глубину через первую соединительную секцию.5. The method according to claim 4, in which the specified bridge plug is removed and a vertical branch is drilled to a second predetermined depth through the first connecting section. 6. Способ по п.1, в котором бурят боковую ветвь на второе заданное расстояние через вторую соединительную секцию после введения связующего материала в первую соединительную секцию и вторую соединительную секцию.6. The method according to claim 1, in which the lateral branch is drilled at a second predetermined distance through the second connecting section after introducing the binder material into the first connecting section and the second connecting section. 7. Способ по п.6, в котором устанавливают хвостовик из второй соединительной секции в боковой ветви.7. The method according to claim 6, in which a shank is installed from the second connecting section in the side branch. 8. Скважина для добычи углеводородов, содержащая вертикальную ветвь, одну или более боковых ветвей, проточно сообщающихся с вертикальной ветвью, и один или более узлов соединения, сформированных при помощи связующего материала, причем указанная одна или более боковых ветвей соединены с вертикальной ветвью в одном или более узлах соединения, причем каждый из указанных одного или более узлов соединения содержит первую соединительную секцию, сформированную вдоль вертикальной ветви, и вторую соединительную секцию, сформированную вдоль боковой ветви, при этом по меньшей мере одна ветвь из указанных одной или более боковых ветвей является добычной ветвью.8. A well for producing hydrocarbons, comprising a vertical branch, one or more side branches flowing in communication with a vertical branch, and one or more connection nodes formed by a binder, said one or more side branches being connected to a vertical branch in one or more connection nodes, each of these one or more connection nodes contains a first connecting section formed along a vertical branch and a second connecting section formed along a side howl branches, wherein at least one branch of said one or more lateral branches is mining branch. 9. Скважина по п.8, в которой вертикальная ветвь является утилизационной скважиной, соединенной с зоной утилизации подземных вод.9. The well of claim 8, in which the vertical branch is a recovery well connected to the groundwater disposal zone. 10. Скважина по п.8, в которой по меньшей мере одна ветвь из указанных одной или более боковых ветвей является утилизационной ветвью.10. The well of claim 8, in which at least one branch of the specified one or more side branches is a recovery branch. 11. Скважина по п.8, содержащая хвостовик, расположенный так, что он проходит от второй соединительной секции узла соединения внутри боковой ветви.11. The well of claim 8, containing a liner located so that it extends from the second connecting section of the connection node inside the side branch. 12. Скважина по п.8, содержащая обсадную колонну, установленную внутри вертикальной ветви.12. The well of claim 8, containing a casing installed inside a vertical branch. 13. Скважина по п.8, содержащая один или более скважинных сепараторов, расположенных в указанном одном или более узлах соединения.13. The well of claim 8, containing one or more downhole separators located in the specified one or more nodes of the connection. 14. Скважина по п.8, содержащая первый изоляционный пакер, расположенный на первом конце каждого из узлов соединения в вертикальной ветви, и второй изоляционный пакер, расположенный на втором конце каждого из узлов соединения в вертикальной ветви.14. The well of claim 8, comprising a first insulation packer located at the first end of each of the connection nodes in a vertical branch, and a second insulation packer located at the second end of each of the connection nodes in a vertical branch. 15. Скважина по п.14, содержащая электрический погружной насос, размещенный выше первого изоляционного пакера в вертикальной ветви.15. The well of claim 14, comprising an electric submersible pump located above the first insulating packer in a vertical branch.
RU2018101078A 2015-07-23 2016-07-13 Well for production of hydrocarbons and method of well construction RU2718455C2 (en)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201562195814P 2015-07-23 2015-07-23
US62/195,814 2015-07-23
US14/968,292 2015-12-14
US14/968,292 US20170022761A1 (en) 2015-07-23 2015-12-14 Hydrocarbon extraction well and a method of construction thereof
PCT/US2016/042005 WO2017015012A1 (en) 2015-07-23 2016-07-13 A hydrocarbon extraction well and a method of construction thereof

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2018101078A RU2018101078A (en) 2019-08-26
RU2018101078A3 RU2018101078A3 (en) 2019-11-12
RU2718455C2 true RU2718455C2 (en) 2020-04-06

Family

ID=57834564

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018101078A RU2718455C2 (en) 2015-07-23 2016-07-13 Well for production of hydrocarbons and method of well construction

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20170022761A1 (en)
CA (1) CA2992284A1 (en)
RU (1) RU2718455C2 (en)
WO (1) WO2017015012A1 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10077646B2 (en) 2015-07-23 2018-09-18 General Electric Company Closed loop hydrocarbon extraction system and a method for operating the same

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5992524A (en) * 1995-09-27 1999-11-30 Natural Reserves Group, Inc. Method for isolating multi-lateral well completions while maintaining selective drainhole re-entry access
US6070667A (en) * 1998-02-05 2000-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Lateral wellbore connection
EA001687B1 (en) * 1997-08-01 2001-06-25 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method for creating a zonal isolation in underground well system
US20010047872A1 (en) * 1999-05-14 2001-12-06 John D. Roberts In-tubing wellbore sidetracking operations
RU2391491C1 (en) * 2009-08-20 2010-06-10 Сергей Григорьевич Серебров Method of completing auxiliary wellbore shaft construction and rig to this end
RU2588999C2 (en) * 2011-06-03 2016-07-10 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Well bore connection assembly with variable configuration

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5318122A (en) * 1992-08-07 1994-06-07 Baker Hughes, Inc. Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means
US5423387A (en) * 1993-06-23 1995-06-13 Baker Hughes, Inc. Method for sidetracking below reduced-diameter tubulars
US5730221A (en) * 1996-07-15 1998-03-24 Halliburton Energy Services, Inc Methods of completing a subterranean well
US6135208A (en) * 1998-05-28 2000-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable wellbore junction
US6199633B1 (en) * 1999-08-27 2001-03-13 James R. Longbottom Method and apparatus for intersecting downhole wellbore casings
US20030020552A1 (en) * 2001-06-11 2003-01-30 Troy Vincent J. Extended range frequency synthesiser
US7264067B2 (en) * 2003-10-03 2007-09-04 Weatherford/Lamb, Inc. Method of drilling and completing multiple wellbores inside a single caisson
US8505627B2 (en) * 2009-10-05 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation Downhole separation and reinjection
US8528632B2 (en) * 2010-09-16 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Packer deployment with electric submersible pump with optional retention of the packer after pump removal

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5992524A (en) * 1995-09-27 1999-11-30 Natural Reserves Group, Inc. Method for isolating multi-lateral well completions while maintaining selective drainhole re-entry access
EA001687B1 (en) * 1997-08-01 2001-06-25 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method for creating a zonal isolation in underground well system
US6070667A (en) * 1998-02-05 2000-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Lateral wellbore connection
US20010047872A1 (en) * 1999-05-14 2001-12-06 John D. Roberts In-tubing wellbore sidetracking operations
RU2391491C1 (en) * 2009-08-20 2010-06-10 Сергей Григорьевич Серебров Method of completing auxiliary wellbore shaft construction and rig to this end
RU2588999C2 (en) * 2011-06-03 2016-07-10 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Well bore connection assembly with variable configuration

Also Published As

Publication number Publication date
RU2018101078A3 (en) 2019-11-12
CA2992284A1 (en) 2017-01-26
US20170022761A1 (en) 2017-01-26
RU2018101078A (en) 2019-08-26
WO2017015012A1 (en) 2017-01-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2728615C2 (en) Underground geothermal energy extraction system
US10113393B2 (en) Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production
US8215406B2 (en) Wellbore method and apparatus for completion, production and injection
CN102203375B (en) Well flow control systems and methods
US10060225B2 (en) Multilateral Y-block system
US9562414B2 (en) Isolation assembly for inflow control device
US9714555B2 (en) Method of plugging a well
EP0671549A1 (en) Method of producing a fluid from an earth formation
BRPI0721073A2 (en) APPARATUS AND METHOD FOR PROCESSING ONE WELL FLUIDS
NO345638B1 (en) A method of plugging a well and a method of pressure testing a plug formed during plugging of a well
RU2718455C2 (en) Well for production of hydrocarbons and method of well construction
Merkle et al. Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River
RU2722321C1 (en) Plug deflector for borehole insulation in multi-shaft well system
US10975673B2 (en) Inflow control including fluid separation features
CN111886398B (en) Separating gas and liquid in a wellbore
RU2531074C2 (en) Method for arrangement of vertical and lateral flooding
RU2570156C1 (en) Development of flooded oil deposit
Kjos et al. Down-hole water-oil separation and water reinjection through well branches
US10392885B2 (en) Method and apparatus for plugging a well
RU2444611C1 (en) Isolation method of productive formation from bottom water inflow
RU2616016C9 (en) Recovery method for solid carbonate reservoirs
US11913322B1 (en) Method and system for maximum oil recovery in a multi-purpose well
CN115217446A (en) Resource exploitation method and device
CN102900401B (en) Method for building sleeve perforating manmade natural gas migration channels between gas pools
CN102926719A (en) Method for exploiting abnormally high-pressure gas deposit