RU2720721C1 - Well construction method - Google Patents
Well construction method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720721C1 RU2720721C1 RU2019127161A RU2019127161A RU2720721C1 RU 2720721 C1 RU2720721 C1 RU 2720721C1 RU 2019127161 A RU2019127161 A RU 2019127161A RU 2019127161 A RU2019127161 A RU 2019127161A RU 2720721 C1 RU2720721 C1 RU 2720721C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- ascending
- descending
- formation
- wellbore
- Prior art date
Links
- 238000010276 construction Methods 0.000 title description 4
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи пластового флюида и приемистости рабочего агента при вторичном вскрытии скважин перфорацией для увеличения коэффициента извлечения нефти или коэффициента извлечения газа.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to intensify the production of reservoir fluid and injectivity of the working agent during the second opening of wells by perforation to increase the oil recovery coefficient or gas recovery coefficient.
Известен способ интенсификации добычи флюида из скважины (патент RU №2224093, МПК Е21В 43/11, опубл. 20.02.2004 Бюл. № 5), включающий вторичное вскрытие скважины выполнением в ней перфорационных каналов диаметром, глубиной и их плотностью, обеспечивающих получение запланированного дебита, при этом для обеспечения максимального дебита флюида из скважины длину перфорационного канала выполняют из условия его выхода за пределы загрязненной призабойной зоны пласта и включения в работу пластового давления, а диаметр перфорационного канала - из условия устойчивой от засорения работы и самоочистки этого канала под действием пластового давления, при этом плотность перфорационных каналов принимают из условия расчетного равенства или превышения суммарной внутренней площади стенок и дна этих каналов, формируемых по традиционной технологии с диаметром канала 10 мм, его длиной от 350 мм и плотностью 10 каналов на 1 м длины колонны.A known method of intensifying fluid production from a well (patent RU No. 2224093, IPC EV 43/11, publ. 02/20/2004 Bull. No. 5), including the secondary opening of the well by performing perforation channels with a diameter, depth and density, providing the planned flow rate in this case, to ensure maximum flow rate of the fluid from the well, the length of the perforation channel is performed from the condition that it leaves the contaminated bottom-hole zone of the formation and the formation pressure is turned on, and the diameter of the perforation channel is controlled from clogging and self-cleaning of this channel under the influence of the reservoir pressure while the density of the perforation channels is taken from the condition of design equality or exceeding the total internal area of the walls and bottom of these channels formed by traditional technology with a channel diameter of 10 mm, its length from 350 mm and a density of 10 channels per 1 m of column length.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за принятия в расчет только суммарной внутренней площади стенок и дна перфорационных каналов без учета гидродинамических сопротивлений в самой скважине, перфорация идет без учета формы и искривлений ствола скважины, что значительно снижает эффективность реализации способа, при этом способ предназначен только для добывающих скважин с расположением входа насоса в горизонтальных или наклонных скважинах только со стороны устья.The disadvantages of this method are the narrow scope due to taking into account only the total internal area of the walls and bottom of the perforation channels without taking into account the hydrodynamic resistance in the well itself, perforation is taking into account the shape and curvature of the wellbore, which significantly reduces the efficiency of the method, while the method it is intended only for producing wells with the location of the pump inlet in horizontal or deviated wells only from the mouth side.
Наиболее близким по технической сущности является способ заканчивания скважины (патент RU №2645054, МПК Е21В 43/10, опубл. 15.02.2018 Бюл. № 5), включающий предварительное определение физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава, размещение в стволе скважины в интервале продуктивного пласта перфорированного хвостовика, причем передача физических и реологических параметров флюида осуществляется в режиме ''online'', расчет перфорации хвостовика производится в режиме реального времени по разработанной математической программе, при этом выполняются следующие условия - хвостовик предварительно условно разбивается на отдельные участки, длина которых определяется в соответствии с параметрами зон проницаемости пласта, объем нефти, поступающей внутрь хвостовика, на каждом участке одинаков, тем самым обеспечивается равномерное распределение всасывания нефти по всей длине хвостовика, затем определяется площадь перфорации каждого участка хвостовика и соответственно количество сквозных перфорированных отверстий, изготавливается хвостовик, состоящий из участков с различной плотностью перфорации, на которых закрепляются фильтрующие элементы, затем хвостовик в сборе с фильтрующими элементами устанавливается в стволе скважины в интервале продуктивного пласта, при этом учитывается расположение входа насоса в горизонтальных или наклонных скважинах только со стороны устья.The closest in technical essence is the method of well completion (patent RU No. 2645054, IPC ЕВВ 43/10, publ. 02/15/2018 Bull. No. 5), including a preliminary determination of the physical and rheological parameters of the fluid in reservoir conditions, taking into account its composition, placement in the borehole in the interval of the productive formation of the perforated liner, and the physical and rheological parameters of the fluid are transferred in the online mode, the liner perforation is calculated in real time according to the developed mathematical program, and the following conditions are fulfilled - the liner is conditionally divided into separate sections, the length of which is determined in accordance with the parameters of the formation permeability zones, the volume of oil entering the liner is the same in each section, thereby ensuring a uniform distribution of oil absorption along the entire length of the liner, then the perforation area of each section of the liner is determined and the corresponding The number of through-hole perforations is pertinent, a liner is made, consisting of sections with different perforation densities, on which filter elements are fixed, then the liner assembly with filter elements is installed in the wellbore in the interval of the productive formation, taking into account the location of the pump inlet in horizontal or deviated wells only from the mouth.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за осуществления только при помощи готового заранее перфорированного хвостовика (хвостовик - служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны), исключающего его цементирование и уменьшающего проходное сечение скважины, строительство скважины и перфорации проводят без учета формы и искривлений ствола скважины, что значительно снижает эффективность реализации способа, сложность реализации из-за выбора перфорации хвостовика, исходя из программы, оценивающей только начальные показатели без изменений параметров в ходе эксплуатации скважины, при этом способ предназначен только для добывающих скважин с расположением входа насоса в горизонтальных или наклонных скважинах только со стороны устья.The disadvantages of this method are the narrow scope due to the implementation only with a ready-made pre-perforated liner (liner serves to cover a certain interval in the wellbore; the upper end of the string does not reach the surface and is located inside the casing above), which excludes its cementing and reduces the borehole cross section, well construction and perforation are carried out without taking into account the shape and curvature of the wellbore, which significantly reduces the efficiency of the method, the complexity of implementation due to the choice of perforation of the liner, based on a program that estimates only the initial parameters without changing parameters during operation of the well, this method is intended only for producing wells with the location of the pump inlet in horizontal or deviated wells only from the mouth.
Технической предполагаемого изобретения является расширение функциональных возможностей за счет реализации и в нагнетательных скважинах, которые строят в виде восходящих или нисходящих окончаний стволов, находящихся в продуктивном пласте, исключающих одновременные нисходящие или восходящие локальные участки соответственно, и обсаживают эксплуатационной колонной по всей длине без уменьшения проходного сечения скважины, причем вторичное вскрытие проводят после обсаживания эксплуатационной колонны по всей длине восходящего или нисходящего ствола с различной плотностью, при этом перфорацию проводят с учетом возможности расположения интервала отбора или закачки в любом месте восходящего или нисходящего ствола скважины.The technical alleged invention is the expansion of functionality through the implementation in injection wells, which are built in the form of ascending or descending ends of the shafts located in the reservoir, eliminating simultaneous descending or ascending local sections, respectively, and casing the production casing along the entire length without reducing the cross-section wells, and the second opening is carried out after casing the production string along the entire length of the ascending or descending wellbore with different densities, while perforation is carried out taking into account the possibility of the location of the selection or injection interval anywhere in the ascending or descending wellbore.
Техническая задача решается способом строительства скважины, включающим бурение скважины в продуктивном пласте по восходящей или нисходящей траектории ствола, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, предварительное определение физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава, вторичное вскрытие пласта с различной плотностью перфорации, обеспечивающей равномерное распределение перепада давлений по всей длине восходящего или нисходящего участка скважины между пластом и внутрискважинным пространством.The technical problem is solved by a method of constructing a well, including drilling a well in a productive formation along an ascending or descending path of the wellbore, lowering and cementing the production string, preliminary determination of the physical and rheological parameters of the fluid in the reservoir, taking into account its composition, and secondary opening of the formation with different perforation densities, providing uniform distribution of pressure drop along the entire length of the ascending or descending section of the well between the reservoir and the downhole space.
Новым является то, что что восходящие или нисходящие окончания стволов в продуктивном пласте бурят под углом исключающим для соответствующих окончаний стволов локальные нисходящие или восходящие участки, при этом эксплуатационную колонну устанавливают на всю длину скважины с последующим обсаживанием, а скважину используют и как нагнетательную, причем перфорацию проводят после обсаживания скважины при помощи перфораторов или бесперфораторным способом с учетом выбранного интервала всасывания или нагнетания в восходящем или нисходящем стволе скважины.What is new is that the ascending or descending ends of the bores in the reservoir are drilled at an angle that excludes local descending or ascending sections for the corresponding ends of the bores, while the production casing is installed over the entire length of the well, followed by casing, and the well is used as an injection, with perforation carried out after casing the well using perforators or punch-free method, taking into account the selected interval of suction or injection in the ascending or descending wellbore.
Новым является также то, что бесперфораторное вскрытие восходящего или нисходящего окончания ствола скважины проводят при помощи сбивных полых заглушек или втулок с кислоторастворимыми заглушками.New is also the fact that a hammerless opening of the ascending or descending end of the wellbore is carried out using whipped hollow plugs or bushings with acid-soluble plugs.
Новым является то, что интервал всасывания или нагнетания в восходящем или нисходящим окончании ствола скважины располагают в зоне пласта с наименьшей проницаемостью.What is new is that the suction or injection interval in the ascending or descending end of the wellbore is located in the formation zone with the lowest permeability.
Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.
Известно, что при строительстве скважин ее ствол только условно принято считать прямолинейным (вертикальным, горизонтальным, условно вертикальным и др.), на самом деле ствол с переделенным шагом (для месторождений Республики Татарстан шаг составляет 50-80 м) отклоняется от заданного направления в ту или другую сторону (для месторождений Республики Татарстан отклонение составляет до 5 м). С учетом использования скважин малого диаметра (для эксплуатационных колонн диаметром не более 114 мм). Для обеспечения гарантированного отсутствия естественных газовых гидрозатворов (так как флюид в скважине чаще всего содержит несколько фаз) на месторождений Республики Татарстан для исключения:It is known that during the construction of wells, its trunk is only conventionally considered straightforward (vertical, horizontal, conditionally vertical, etc.), in fact, the well with a redistributed pitch (for deposits in the Republic of Tatarstan, the pitch is 50-80 m) deviates from the given direction in that or the other side (for deposits in the Republic of Tatarstan, the deviation is up to 5 m). Taking into account the use of small diameter wells (for production casing with a diameter of not more than 114 mm). To ensure the guaranteed absence of natural gas hydraulic locks (since the fluid in the well most often contains several phases) in the fields of the Republic of Tatarstan, to exclude:
• нисходящих участков для восходящего ствола скважины зенитный угол должен быть не менее 95°;• the descending sections for the ascending wellbore, the zenith angle must be at least 95 °;
• восходящих участков для нисходящего ствола скважины зенитный угол должен быть не более 85°.• the ascending sections for the descending wellbore, the zenith angle should be no more than 85 °.
С учетом скважин с эксплуатационными колоннами диаметром не менее 146 мм на месторождений Республики Татарстан для исключения:Taking into account wells with production cores with a diameter of at least 146 mm in the fields of the Republic of Tatarstan, to exclude:
• нисходящих участков для восходящего ствола скважины зенитный угол должен быть не менее 93°;• the descending sections for the ascending wellbore, the zenith angle must be at least 93 °;
• восходящих участков для нисходящего ствола скважины зенитный угол должен быть не более 87°.• the ascending sections for the descending wellbore, the zenith angle should be no more than 87 °.
При этом второе ограничение по наклону ствола скважины также принимается из учета получения максимально возможного охвата воздействием из скважины на вскрываемый этим стволом продуктивный пласт.In this case, the second restriction on the inclination of the wellbore is also taken from the consideration of obtaining the maximum possible coverage by the impact from the well on the productive formation opened by this trunk.
Для других месторождений и других параметрах скважин это значение зенитного угла для ствола скважины может меняться.For other fields and other parameters of the wells, this value of the zenith angle for the wellbore may vary.
Исходя из полученных данных бурится скважина с восходящими или нисходящими окончаниями стволов под с выбранным зенитным углом в продуктивном пласте с определением физических и реологических параметров флюида в пластовых условиях с учетом его состава. Предварительно определяют интервал отбора продукции пласта или нагнетания рабочего вытесняющего агента, исходя из этого определяют необходимую плотность вторичного вскрытия с учетом проницаемости по длине наклонного окончания ствола и гидродинамических потерь по его длине (см. Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований: автореферат дис. … кандидата технических наук : 25.00.17 / Назимов Нафис Анасович; [Место защиты: Татар. науч.-исслед. и проек. ин-т нефти]. - Бугульма, 2007. - 26 с.). Рекомендуется выбирать интервал для всасывания продукции или нагнетания рабочего агента зону пласта с наименьшей проницаемостью (при наличии) для обеспечения в ней максимального перепада давлений между пластом и внутрискважинным пространством для обеспечения более эффективного охвата пласта. После бурения в скважину спускают обсадную эксплуатационную колонну труб до забоя с последующим обсаживанием (цементированием) и технологической выдержкой. Это обеспечивает одинаковый внутренний диаметр без сужений и исключает заколонные перетоки жидкости, которые значительно ухудшают распределение давлений по длине наклонного окончания ствола скважины.Based on the obtained data, a well is drilled with ascending or descending ends of the bores at a selected zenith angle in the reservoir with determination of the physical and rheological parameters of the fluid in the reservoir, taking into account its composition. Preliminarily determine the interval for the selection of production of the formation or injection of the working displacing agent, on the basis of this, the necessary density of the secondary opening is determined taking into account permeability along the length of the inclined end of the barrel and hydrodynamic losses along its length (see Features of the nature of the flow of fluids in horizontal wells according to depth studies: abstract Thesis ... Candidate of Technical Sciences: 25.00.17 / Nazimov Nafis Anasovich; [Place of protection: Tatar scientific and research and design institute of oil]. - Bugulma, 2007. - 26 p.). It is recommended to choose an interval for product suction or working agent injection, the formation zone with the lowest permeability (if any) in order to ensure the maximum pressure differential between the formation and the downhole space in order to provide more effective coverage of the formation. After drilling, a casing production string of pipes is lowered into the well to the bottom, followed by casing (cementing) and technological exposure. This ensures the same inner diameter without narrowing and eliminates annular fluid flows, which significantly worsen the distribution of pressure along the length of the inclined end of the wellbore.
Для вскрытия при помощи перфоратора (кумулятивного или гидромеханического) его спускают в скважину с привязкой к интервалу вскрытия в наклонном стволе скважины и производят последовательное вскрытие с ранее выбранной плотностью. На виды кумулятивных перфораторов (см патенты RU на ПМ №70929, ИЗ №2656262 и т.п.) и гидромеханических перфораторов (см патенты RU на ПМ №№142116, 178557 и т.п.) автор не претендует.For opening with a perforator (cumulative or hydromechanical), it is lowered into the well with reference to the opening interval in the inclined wellbore and a sequential opening is performed with the previously selected density. For types of cumulative perforators (see RU patents for PM No. 70929, IZ No. 2656262, etc.) and hydromechanical perforators (see RU patents for PM No. 142116, 178557, etc.), the author does not claim.
Для бесперфораторного вторичного вскрытия обсадную колонну перед спуском могут оснащать сбивными полыми заглушками или втулками с кислоторастворимыми заглушками с ранее выбранной плотностью. После технологической выдержки пласт вскрывают механически (сбиванием внутренней части полых заглушек) или химически (растворением кислотой заглушек во втулках). На форму и способы вскрытия полых заглушек (см патенты RU №№2137911, 2182650, 2200230, 2439309 и т.п.) и втулок с кислоторастворимыми заглушками (патенты RU на ПМ №174918, на ИЗ №№2109128, 2375555 и т.п.) автор не претендует.For non-perforated secondary opening, the casing before the descent can be equipped with whipped hollow plugs or bushings with acid-soluble plugs with a previously selected density. After technological exposure, the reservoir is opened mechanically (by knocking the inside of the hollow plugs) or chemically (by dissolving the plugs with acid in the bushings). On the form and methods for opening hollow plugs (see patents RU No. 2137911, 2182650, 2200230, 2439309, etc.) and bushings with acid-soluble plugs (RU patents for PM No. 174918, for IZ No. 2109128, 2375555, etc. .) the author does not claim.
Для добычи продукции в скважину спускают насосное оборудование с входом выбранном в интервале всасывания и запускают в работу для отбора продукции пласта. За счет выбранной плотности вскрытия с учетом размещения входа насосного оборудования в интервале всасывания и гидродинамических потерь по длине наклонного ствола скважины обеспечивается максимально возможный ровный фронт депрессии на пласт по всей длине, что увеличивает охват пласта и эффективность отбора продукции. Как показали испытания коэффициент извлечения нефти (КИН) вырос на 3-7% без дополнительных затрат по сравнению с наиболее близким аналогом.To produce products, pumping equipment is lowered into the well with an inlet selected in the suction interval and put into operation to select formation products. Due to the selected opening density, taking into account the placement of the inlet of the pumping equipment in the suction interval and hydrodynamic losses along the length of the inclined wellbore, the maximum possible flat front of depression on the formation along the entire length is provided, which increases the coverage of the formation and the efficiency of product selection. As tests have shown, the oil recovery coefficient (CIN) increased by 3-7% at no additional cost compared to the closest analogue.
Для нагнетания рабочего агента в пласт спускают технологическую колонну с окончанием в заранее определенный интервал ствола в продуктивном пласте. За счет выбранной плотности вскрытия с учетом размещения выхода технологической колонны в интервале нагнетания и гидродинамических потерь по длине наклонного ствола скважины обеспечивается максимально возможный ровный фронт компрессии из скважины на пласт по всей длине без дополнительных затрат, что увеличивает охват пласта вытеснением. Экономия составила до 20% по сравнению с аналогичными нагнетательными скважинами на том же месторождении.To inject the working agent into the reservoir, the production string is lowered to the end in a predetermined interval of the barrel in the reservoir. Due to the selected opening density, taking into account the placement of the output of the process string in the injection interval and hydrodynamic losses along the length of the inclined wellbore, the maximum possible smooth compression front from the well to the formation along the entire length is provided without additional costs, which increases the coverage of the formation by displacement. The savings amounted to 20% compared with similar injection wells in the same field.
Предлагаемый способ строительства скважины позволяет расширить функциональные возможности за счет реализации и в нагнетательных скважинах, которые строят в виде восходящий или нисходящих стволов, исключающих нисходящие или восходящие участки соответственно, и обсаживают эксплуатационной колонной по всей длине без уменьшения проходного сечения скважины, обеспечить вторичное вскрытие после обсаживания эксплуатационной колонны по всей длине восходящего или нисходящего ствола с различной плотностью с учетом возможности расположения интервала отбора или закачки в любом выбранном месте восходящего или нисходящего ствола скважины.The proposed method of well construction allows you to expand functionality through the implementation in injection wells, which are built in the form of ascending or descending shafts, excluding descending or ascending sections, respectively, and cased with a production string along the entire length without reducing the borehole cross section, to provide secondary opening after casing production casing along the entire length of the ascending or descending wellbore with different densities, taking into account the possibility of the location of the sampling or injection interval at any selected location of the ascending or descending wellbore.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019127161A RU2720721C1 (en) | 2019-08-29 | 2019-08-29 | Well construction method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019127161A RU2720721C1 (en) | 2019-08-29 | 2019-08-29 | Well construction method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2720721C1 true RU2720721C1 (en) | 2020-05-13 |
Family
ID=70735423
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019127161A RU2720721C1 (en) | 2019-08-29 | 2019-08-29 | Well construction method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2720721C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213195C1 (en) * | 2002-10-23 | 2003-09-27 | Шамов Николай Александрович | Method of tapping of oil and gas well producing formations |
| WO2009085615A9 (en) * | 2007-12-26 | 2009-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Borehole imaging and orientation of downhole tools |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| RU2560763C1 (en) * | 2014-09-03 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs |
| RU2645054C1 (en) * | 2017-06-13 | 2018-02-15 | Владимир Александрович Чигряй | Well completion method |
-
2019
- 2019-08-29 RU RU2019127161A patent/RU2720721C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213195C1 (en) * | 2002-10-23 | 2003-09-27 | Шамов Николай Александрович | Method of tapping of oil and gas well producing formations |
| WO2009085615A9 (en) * | 2007-12-26 | 2009-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Borehole imaging and orientation of downhole tools |
| RU2513484C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation |
| RU2560763C1 (en) * | 2014-09-03 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs |
| RU2645054C1 (en) * | 2017-06-13 | 2018-02-15 | Владимир Александрович Чигряй | Well completion method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3037963C (en) | Constant entrance hole perforating gun system and method | |
| US10753183B2 (en) | Refracturing in a multistring casing with constant entrance hole perforating gun system and method | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2401943C1 (en) | Procedure for directional hydraulic breakdown of formation in two horizontal bores of well | |
| WO2019074731A1 (en) | Refracturing in a multistring casing with constant entrance hole perforating gun system and method | |
| RU2645054C1 (en) | Well completion method | |
| RU2720721C1 (en) | Well construction method | |
| CN110344800B (en) | Staged fracturing method for horizontal well | |
| RU2718445C1 (en) | Gravity-inertia filter for installation of electrically driven centrifugal pump | |
| EA012022B1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2282023C1 (en) | Development method for oil deposit having oil-water zones | |
| RU2618542C1 (en) | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| US10190401B2 (en) | Method for the stimulation of the near-wellbore reservoir of a horizontal wellbore | |
| RU2731973C1 (en) | Development method of oil deposits by radial well netting | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2626482C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil or bitumen deposit, using hydraulic fractures | |
| RU2630514C1 (en) | Method of operation of production and water-bearing formations separated by impermeable interlayer, well with horizontal shafts and cracks of formation hydraulic fracturing | |
| RU2801968C1 (en) | Method for intensification of oil production | |
| RU2236567C1 (en) | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit | |
| RU2738146C1 (en) | Method for development of formation with bottom water | |
| RU2724715C1 (en) | Operating method of water-flooded oil formation | |
| RU2441144C2 (en) | Method of oil bench development |