RU2740884C1 - Method for simultaneous production of fluids prone to temperature phase transition - Google Patents
Method for simultaneous production of fluids prone to temperature phase transition Download PDFInfo
- Publication number
- RU2740884C1 RU2740884C1 RU2020120312A RU2020120312A RU2740884C1 RU 2740884 C1 RU2740884 C1 RU 2740884C1 RU 2020120312 A RU2020120312 A RU 2020120312A RU 2020120312 A RU2020120312 A RU 2020120312A RU 2740884 C1 RU2740884 C1 RU 2740884C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- pressure
- gas
- production
- pressure formation
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 24
- 230000007704 transition Effects 0.000 title claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 72
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 35
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 33
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 claims description 4
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 61
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 abstract 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 abstract 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 6
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical group [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 241000272517 Anseriformes Species 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 206010023202 Joint deposit Diseases 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000009510 drug design Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical compound II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 description 1
- IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N rubidium atom Chemical compound [Rb] IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи газа и газового конденсата в условиях наличия в вышележащей толще горных пород высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами.The invention relates to the oil and gas industry, namely to the technology of construction of deep wells, gas and gas condensate production in the presence of high-pressure strata saturated with strong brines in the overlying strata of rocks.
По данным геологоразведочных работ на нефть и газ на территории Сибирской платформы строительство скважин всех назначений (параметрические, поисковые и разведочные, эксплуатационные) на углеводороды (УВ), гидроминеральное сырье - промышленные поликомпонентные литиеносные рассолы (рапа) характеризуется сложными геолого-техническими условиями их проводки [Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ // Заливин В.Г., Вахромеев А.Г. - Учебное пособие. - М. Вологда: Изд-во Инфра-Инженерия, 2018. - 500 с.; Белонин М.Д., Славин В.И., Чилингар Д.В. Аномально высокие пластовые давления. Происхождение, прогноз, проблемы освоения залежей углеводородов / Под ред. доктора геол. - минерал, наук Н.С. Окновой. - СПб.: Недра, 2005. - 324 с. и др.; Боревский Л.В. Анализ влияния физических деформаций коллекторов на оценку экспл. запасов подземных вод в глубоких водоносных горизонтах // Методы изучения и оценка ресурсов глубоких подземных вод // Под ред. Бондаренко С.С., Вартаняна Г.С. - М.: Недра, 1986. - 479 с.]. Высокие дебиты рапопроявлений и аномально высокое пластовое давление (АВПД) серьезно осложняют бурение и испытание продуктивных скважин [Близнюков В.Ю. Научные основы управления разработкой рациональных конструкций глубоких и сверхглубоких скважин в сложных горно-геологических условиях: диссертация доктора технических наук: 25.00.15 - Краснодар, 2007. - 529 с. и др.]. Аномально высокие пластовые давления с градиентом 2,35 и более типичны для флюидных (нефть, газ, рапа) систем в карбонатных коллекторах средней части глубин 1300-2200 м осадочного чехла на юге Сибирской платформы. Неожиданное вскрытие скважинами трещинно-жильных зон приводит к аварийному фонтанированию рапой, рапогазовой смесью с дебитами до 8000 м3, или пластовой (разгазированной) нефтью. Устьевые давления на устье закрытой скважины, вскрывшей пласт-коллектор с АВПД и заполненной рассолом-рапой плотностью 1410-1450 кг/м3 достигают 16,2-22 МПа.According to the data of geological exploration for oil and gas on the territory of the Siberian platform, the construction of wells for all purposes (parametric, prospecting and exploration, production) for hydrocarbons (HC), hydromineral raw materials - industrial multicomponent lithium-bearing brines (brine) is characterized by complex geological and technical conditions for their drilling [ Emergency situations in oil and gas drilling // Zalivin V.G., Vakhromeev A.G. - Tutorial. - M. Vologda: Publishing house of Infra-Engineering, 2018 .-- 500 p .; Belonin M.D., Slavin V.I., Chilingar D.V. Abnormally high reservoir pressures. Origin, Forecast, Problems of Development of Hydrocarbon Deposits, Ed. doctor geol. - mineral, sciences N.S. Window. - SPb .: Nedra, 2005 .-- 324 p. and etc.; Borevsky L.V. Analysis of the influence of physical deformations of reservoirs on the assessment of exploitation. groundwater reserves in deep aquifers // Methods of study and assessment of deep groundwater resources // Ed. Bondarenko S.S., Vartanyana G.S. - M .: Nedra, 1986. - 479 p.]. High flow rates of brine showings and abnormally high reservoir pressure (abnormally high reservoir pressure) seriously complicate drilling and testing of productive wells [Bliznyukov V.Yu. Scientific foundations of management of the development of rational designs of deep and superdeep wells in difficult mining and geological conditions: dissertation of a doctor of technical sciences: 25.00.15 - Krasnodar, 2007. - 529 p. and etc.]. Abnormally high reservoir pressures with a gradient of 2.35 and more are typical for fluid (oil, gas, brine) systems in carbonate reservoirs in the middle part of the 1300-2200 m depth of the sedimentary cover in the south of the Siberian platform. Unexpected opening of fractured-vein zones by wells leads to emergency gushing with brine, brine gas mixture with flow rates up to 8000 m 3 , or reservoir (degassed) oil. Wellhead pressures at the wellhead of a closed well that penetrated a reservoir with abnormally high pressure and filled with brine-brine with a density of 1410-1450 kg / m 3 reach 16.2-22 MPa.
Таким образом, бурение на нижележащие газоконденсатные пласты-коллекторы: 1) существенно осложняется несовместимыми по условиям бурения зонами с аномально высоким пластовым давлением. При этом и без того непростая задача по достижению проектного забоя скважин в данных условиях дополняется: как 2) трудностями с вызовом притока из газоконденсатного пласта-коллектора (как правило терригенного с аномально-низким пластовым давлением), связанными с большими значениями скин-эффекта в призабойной зоне пласта (немаловажную роль здесь играют характеристики жидкости первичного вскрытия, химический состав «цемента» в коллекторе, а также очень маленький размер пор в продуктивном пласте, около 3 мкм), так и 3) выпадением кристаллогидратов в лифтовой колонне в условиях охлажденного разреза в процессе добычи газа и газового конденсата, вследствие падения температуры газа по мере подъема по лифтовой колонне. Эти факторы существенно влияют на экономическую эффективность разработки месторождений газа и газового конденсата месторождений юга Сибирской платформы.Thus, drilling into the underlying gas condensate reservoirs: 1) is significantly complicated by zones incompatible with the drilling conditions with abnormally high reservoir pressure. At the same time, the already difficult task of achieving the design bottomhole in these conditions is complemented by: 2) difficulties in causing inflow from a gas condensate reservoir (usually terrigenous with abnormally low reservoir pressure), associated with large values of the skin effect in the bottomhole the reservoir zone (an important role here is played by the characteristics of the primary opening fluid, the chemical composition of the "cement" in the reservoir, as well as a very small pore size in the reservoir, about 3 microns), and 3) precipitation of crystalline hydrates in the tubing under conditions of a cooled section during production of gas and gas condensate, due to the drop in gas temperature as it rises along the tubing. These factors significantly affect the economic efficiency of the development of gas and gas condensate fields in the southern Siberian platform.
Проблема образования кристаллогидратов является осложняющим фактором нефтегазодобычи. Она актуальна практически для всех нефтегазодобывающих регионов страны [Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ // Заливин В.Г., Вахромеев А.Г. - Учебное пособие. - М. Вологда: Изд-во Инфра-Инженерия, 2018. - 500 с.], но особенно для месторождений юга Сибирской платформы, где присутствуют пласты с газовым и газоконденсатным насыщением с аномально-низким давлением, рапопроявляющие пласты с АВПД и наличие зон многолетнемерзлых и низкотемпературных отложений.The problem of crystalline hydrate formation is a complicating factor in oil and gas production. It is relevant practically for all oil and gas producing regions of the country [Emergency situations in drilling for oil and gas // Zalivin V.G., Vakhromeev A.G. - Tutorial. - M. Vologda: Publishing house of Infra-Engineering, 2018. - 500 p.], But especially for the fields in the south of the Siberian platform, where there are reservoirs with gas and gas condensate saturation with abnormally low pressure, brine reservoirs with abnormally high pressures and the presence of permafrost zones and low temperature deposits.
Известен способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья (патент RU №2148159, Е21В 43/20 (2000.01), опубл.: 27.04.2000) путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта, а закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный пласт того же горизонта через нагнетательные, либо обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.A known method for the development of joint deposits of oil and hydromineral raw materials (patent RU No. 2148159, Е21В 43/20 (2000.01), publ .: 04/27/2000) by pumping water through injection wells and withdrawing formation fluids through production wells, while extracting hydromineral raw materials produced with maximum flow rates from wells located beyond the oil-bearing contour and perforated throughout the entire formation thickness, and waste water is injected into the oil-bearing formation of the same horizon through injection or flooded oil wells in the central part of the field.
Недостатком способа является возможность его применения лишь для водоплавающий нефтяной залежи с хорошей гидродинамической связью ее углеводородной и водонасыщенной частей, одновременно при условии наличия в подошвенной воде ценных компонентов - лития, рубидия, брома, йода и др. в промышленных концентрациях.The disadvantage of this method is the possibility of its use only for waterfowl oil deposits with good hydrodynamic connection of its hydrocarbon and water-saturated parts, at the same time, subject to the presence of valuable components in the bottom water - lithium, rubidium, bromine, iodine, etc. in industrial concentrations.
Известны способы разработки многопластового газоконденсатного месторождения (патенты RU №2034131, Е21В 43/00 (1995.01), Е21В 43/14 (1995.01), Е21В 43/18 (1995.01), опубл.: 30.04.1995, патент RU №2064572, Е21В 43/00 (1995.01), Е21В 43/20 (1995.01), опубл.: 27.07.1996) с помощью газа, газоконденсата и/или воды из нижезалегающего водоносного пласта, которые перепускают в зону газонефтяного контакта. Давление и перепуск регулируют на уровне верхнего пласта.Known methods for the development of a multilayer gas condensate field (patents RU No. 2034131, E21B 43/00 (1995.01), E21B 43/14 (1995.01), E21B 43/18 (1995.01), publ .: 30.04.1995, patent RU No. 2064572, E21B 43 / 00 (1995.01), Е21В 43/20 (1995.01), publ .: 27.07.1996) with the help of gas, gas condensate and / or water from the underlying aquifer, which are passed into the gas-oil contact zone. Pressure and bypass are controlled at the top formation level.
Недостатком способов является использование энергии высоконапорного пласта лишь в качестве фактора поддержания пластового давления за счет перепуска газа, газоконденсата и/или воды.The disadvantage of these methods is the use of the energy of a high-pressure reservoir only as a factor in maintaining reservoir pressure by bypassing gas, gas condensate and / or water.
Известен способ совместной эксплуатации нескольких объектов в добывающей скважине и устройство для его осуществления (патент RU №2438008, Е21В 43/14 (2006.01), опубл.: 27.12.2011), который может быть применен для добычи углеводородов из низконапорных коллекторов вышележащего пласта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего пласта. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ), оснащенной устройствами для подъема флюида. При этом энергия потока полного дебита флюида из высоконапорного пласта используется как для его собственного подъема по стволу колонны НКТ, так и для подъема флюида низконапорного пласта по колонне НКТ с помощью струйного аппарата на более высокий уровень. Для обеспечения подъема смеси флюидов обоих эксплуатационных пластов до устья скважины с необходимым запасом напора ее полного потока предусматривается дополнение фонтанного способа подъема смеси флюидов газлифтным способом.There is a known method for the joint operation of several objects in a production well and a device for its implementation (patent RU No. 2438008, E21B 43/14 (2006.01), publ .: 27.12.2011), which can be used for the production of hydrocarbons from low-pressure reservoirs of the overlying formation and hydromineral raw materials from reservoirs of a high-pressure underlying formation. The method includes lowering a tubing string (hereinafter referred to as tubing) equipped with devices for lifting fluid. In this case, the energy of the flow of the full flow rate of the fluid from the high-pressure formation is used both for its own ascent along the tubing string, and for lifting the fluid of the low-pressure formation along the tubing string using a jet device to a higher level. To ensure the rise of the mixture of fluids of both production layers to the wellhead with the necessary headroom of its full flow, it is envisaged to supplement the fountain method of lifting the mixture of fluids by the gas lift method.
Недостатком способа является ограниченность его потенциальных энергетических возможностей воздействия на низконапорный пласт уровнем пластового давления в последнем.The disadvantage of this method is the limitedness of its potential energy capabilities of impact on the low-pressure reservoir by the level of reservoir pressure in the latter.
Известен способ добычи жидкого полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу (патент РФ №2229587, Е21В 43/00 (2000.01), опубл.: 27.05.2004), по которому для защиты эксплуатационной колоны от твердых образований, оседающих на ней из добываемого жидкого полезного ископаемого в процессе его перемещения из продуктивного пласта к устью скважины, перед спуском эксплуатационной колонны в скважине посредством гидроразрыва формируют зону поглощения, вскрывают продуктивный пласт и в процессе освоения осуществляют термостатирование за счет прокачки теплоносителя по межколонному пространству в зону поглощения.There is a known method of extracting a liquid mineral, prone to a temperature phase transition (RF patent No. 2229587, E21B 43/00 (2000.01), publ .: 27.05.2004), according to which, to protect the production casing from solid formations settling on it from the produced liquid minerals in the process of their movement from the productive formation to the wellhead, before running the production string in the well by means of hydraulic fracturing, an absorption zone is formed, the productive formation is opened and in the course of development, thermostating is carried out by pumping the coolant through the annular space into the absorption zone.
Способ обеспечивает поддержание температуры промышленных литиеносных рассолов, транспортируемых по лифтовым трубам от забоя на поверхность, выше температуры начала кристаллизации солей. Критическая температура начала кристаллизации солей из рассола составляет 25°С.The method ensures the maintenance of the temperature of industrial lithium-bearing brines transported through the lift pipes from the bottomhole to the surface above the temperature of the onset of salt crystallization. The critical temperature for the onset of crystallization of salts from brine is 25 ° C.
Недостатком способа является возможное снижение приемистости зоны поглощения в процессе эксплуатации, и в этом случае - отсутствие возможности дать циркуляцию через заколонное пространство, по которому на поверхность поднимается рапа, а также невозможность одновременной добычи газа, газоконденсата и промышленных литиеносных рассолов - рапы.The disadvantage of this method is a possible decrease in the injectivity of the absorption zone during operation, and in this case, the inability to circulate through the annular space along which brine rises to the surface, as well as the impossibility of simultaneous production of gas, gas condensate and industrial lithium brines - brine.
Известен способ снижения теплообмена в скважине при разработке многопластового месторождения (Патент РФ 2591325, Е21В 36/00 (2006.01), Е21В 37/00 (2006.01), F04D 13/10 (2006.01), F04F 5/14 (2006.01), опубл.: 20.07.2016), состоящий в эффекте термостатирования за счет создания вакуума за эксплуатационной колонной путем включения в устьевую обвязку струйного насоса, работающего за счет пластового флюида.A known method for reducing heat transfer in a well during the development of a multi-layer field (RF Patent 2591325, E21B 36/00 (2006.01), E21B 37/00 (2006.01), F04D 13/10 (2006.01), F04F 5/14 (2006.01), publ .: 07/20/2016), consisting in the effect of thermostating due to the creation of a vacuum behind the production casing by including a jet pump in the wellhead piping, operating at the expense of the formation fluid.
К недостаткам данного способа можно включить необходимую периодическую замену струйного насоса, вследствие его эрозионного износа, а также большой перепад давления на самом насосе, что может привести к охлаждению пластового флюида непосредственно в устьевом оборудовании и выпадению твердого осадкаThe disadvantages of this method can include the necessary periodic replacement of the jet pump, due to its erosive wear, as well as a large pressure drop on the pump itself, which can lead to cooling of the formation fluid directly in the wellhead equipment and the formation of solid sediment
Известен способ скважинной добычи жидкого полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу (см. патент РФ №2361067, Е21В 43/00 (2006.01), Е21В 37/00 (2006.01), опубл.: 10.07.2009), по которому осуществляется прокачка горячего теплоносителя по замкнутой циркуляционной системе, сформированной посредством размещения дополнительной подвесной технологической колонны между кондуктором и эксплуатационной колонной, соединяющей по принципу сообщающихся сосудов через устьевую обвязку затрубное и внутреннее пространство подвесной технологической колонны и наземное емкостное и насосное оборудование.There is a known method of downhole production of a liquid mineral, prone to a temperature phase transition (see RF patent No. 2361067, E21B 43/00 (2006.01), E21B 37/00 (2006.01), publ .: 10.07.2009), which is used to pump hot coolant through a closed circulation system, formed by placing an additional suspended process string between the conductor and the production string, which connects the annular and internal space of the suspended technological string and surface storage and pumping equipment by the principle of communicating vessels through the wellhead piping.
Недостатком способа являются усложнение конструкции скважины и обвязки устья за счет дополнительной лифтовой колонны, большие эксплуатационные затраты, связанные с нагревом теплоносителя и его насосной циркуляцией в течение всего периода эксплуатации скважины.The disadvantage of this method is the complication of the design of the well and the wellhead piping due to the additional tubing, high operating costs associated with heating the coolant and its pumping circulation during the entire period of well operation.
Наиболее близким способом (прототипом) является способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения (патент RU №2523318, Е21В 43/14 (2006.01), опубл.: 20.07.2014), включающий совместную эксплуатацию одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов добывающей скважины с использованием струйного аппарата для лифта флюидов обоих объектов по колонне насосно-компрессорных труб и для создания депрессии на низконапорный объект за счет энергии полного дебита флюида из высоконапорного объекта, служащего рабочим агентом струйного насоса, по крайней мере, до уровня расположения первого газлифтного клапана, а нагнетательными скважинами осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный, причем при внутрискважинном перепуске флюида из высоконапорного пласта в низконапорный через нагнетательные и добывающие скважины дополнительно регулируют величину депрессии в низконапорном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами и такую скорость, которая обеспечивает вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород низконапорного пласта.The closest method (prototype) is a method for the development of co-occurring hydrocarbons and hydromineral feedstock of a multilayer field (patent RU No. 2523318, E21B 43/14 (2006.01), publ .: 20.07.2014), including the joint operation of one production string, at least two objects of a production well using a jet apparatus for lifting fluids of both objects along the tubing string and for creating a depression on a low-pressure object due to the energy of the total flow rate of fluid from a high-pressure object serving as a working agent of the jet pump, at least to the level of the location of the first a gas-lift valve, and injection wells carry out volume-controlled downhole bypass of fluid from a high-pressure formation to a low-pressure formation, and during downhole bypass of fluid from a high-pressure formation to a low-pressure one through injection and production wells, the amount of drawdown in a low-pressure formation is additionally regulated the porous formation between the injection and production wells and such a rate that provides the washing out of retrograde condensate from the pores of the enclosing rocks of the low-pressure formation.
Недостатком данного способа является необходимость включения в состав лифтовой колонны дополнительного оборудования (струйный насос), которое требует замены (капитальный ремонт скважины). Также при смешении газа и гидроминерального сырья - рапы возможно образование кристаллогидратов в колонне лифтовых труб, прекращение добычи и проведение ремонтных работ по скважине.The disadvantage of this method is the need to include additional equipment (jet pump) in the tubing string, which requires replacement (well overhaul). Also, when mixing gas and hydromineral raw materials - brine, it is possible to form crystalline hydrates in the tubing string, stop production and carry out repair work on the well.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка алгоритма (последовательности операций) в цикле бурения, крепления скважины с целью повышения эффективности добычи газа и газового конденсата в условиях наличия в вышележащей толще горных пород высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами, без образования кристаллогидратов и с одновременной добычей рапы.The objective of the present invention is to develop an algorithm (sequence of operations) in the drilling cycle, well casing in order to increase the efficiency of gas and gas condensate production in the presence of high-pressure layers saturated with strong brines in the overlying strata of rocks, without the formation of crystalline hydrates and with simultaneous extraction of brine.
Сущность предлагаемого изобретения - одновременная добыча насыщенных крепких литиеносных рассолов из высоконапорных межсолевых пластов соленосной толщи по затрубному пространству с одновременным прогревом эксплуатационной обсадной колонны (по которой идет восходящий поток газа) при добыче газа и газового конденсата из нижележащих пластов с возможностью одновременного использования энергии высоконапорного пласта для интенсификации притока из газового пласта путем гидроразрыва, а также техническая возможность организовать циркуляциию в интервале рапопроявляющего пласта.The essence of the invention is the simultaneous production of saturated strong lithium-bearing brines from high-pressure inter-salt formations of the salt-bearing strata along the annular space with simultaneous heating of the production casing (along which there is an ascending gas flow) during the production of gas and gas condensate from the underlying formations with the possibility of simultaneous use of the energy of the high-pressure formation for stimulation of the inflow from the gas reservoir by hydraulic fracturing, as well as the technical ability to organize circulation in the interval of the brine reservoir.
Технический результат - доведение скважины до проектного забоя и обеспечение безаварийной добычи газа и газового конденсата и крепкого рассола (рапы) - ценного гидроминерального сырья на расчетный срок эксплуатации скважины.EFFECT: bringing the well to the design bottom and ensuring trouble-free production of gas and gas condensate and strong brine (brine) - a valuable hydromineral raw material for the estimated life of the well.
Технический результат достигается предлагаемым способом одновременной добычи флюидов, склонных к температурному фазовому переходу, включающим выделение эксплуатационных объектов, бурение скважины для одновременной добычи флюидов, при этом ведут бурение и крепление по высоконапорному пласту, насыщенному крепкими рассолами, далее выполняют крепление высоконапорного пласта эксплуатационной обсадной колонной повышенной прочности с многоразовой муфтой гидроразрыва пласта, установленной в подошве высоконапорного пласта, при этом цементирование эксплуатационной колонны проводят до подошвы высоконапорного пласта, далее продолжают бурение скважины на целевой объект с газовым и газоконденсатным насыщением, затем после окончания бурения на целевой газовый пласт проводят вызов притока из высоконапорного пласта путем принудительной закачки в затрубное пространство эксплуатационной колонны слабоминерализованного рассола в высоконапорный пласт на поглощение, после полного замещения затрубного пространства на слабоминерализованный рассол проводят стравливание давления и выход высоконапорного пласта на рабочий режим самоизливом насыщенным крепким рассолом с температурой 45-60 градусов Цельсия, одновременно прогревая эксплуатационную колонну, при необходимости в целях преодоления больших значений скин-эффекта в призабойной зоне проводят создание гидроразрыва продуктивного газового пласта за счет энергии высоконапорного пласта, насыщенного крепкими рассолами, путем перенаправления потока из затрубного пространства в лифтовую колонну через устье скважины, и далее проводят работы по запуску в добычу основного газового пласта.The technical result is achieved by the proposed method of simultaneous production of fluids prone to a temperature phase transition, including the allocation of production facilities, drilling a well for simultaneous production of fluids, while drilling and casing are carried out in a high-pressure formation saturated with strong brines, then the high-pressure formation is fastened with an increased production casing strength with a reusable hydraulic fracturing collar installed at the bottom of a high-pressure formation, while cementing the production casing is carried out to the bottom of a high-pressure formation, then continue drilling a well to a target with gas and gas condensate saturation, then, after completion of drilling, an inflow from the high-pressure formation by forced injection into the annulus of the production string of low-mineralized brine into the high-pressure formation for absorption, after complete replacement of the annulus pressure to the low-mineralized brine, pressure is released and the high-pressure formation is released to the operating mode by self-pouring saturated strong brine with a temperature of 45-60 degrees Celsius, while simultaneously heating the production string, if necessary, in order to overcome large values of the skin effect in the bottomhole zone, hydraulic fracturing of the productive gas formation is created due to the energy of the high-pressure formation saturated with strong brines, by redirecting the flow from the annular space to the tubing through the wellhead, and then the work is carried out to launch the main gas formation into production.
Устьевые давления при добыче насыщенных крепких рассолов в условиях юга Сибирской платформы могут достигать 16-22 МПа. Пластовая жидкость из высоконапорного пласта является идеальной жидкостью для проведения гидроразрыва, так как абсолютна инертна к «цементу» коллектора, в котором, как и в крепком насыщенном рассоле, высоко содержание ионов Са+.Wellhead pressures during the extraction of saturated strong brines in the south of the Siberian platform can reach 16-22 MPa. Reservoir fluid from a high-pressure formation is an ideal fluid for hydraulic fracturing, as it is absolutely inert to the "cement" of the reservoir, which, as in a strong saturated brine, has a high content of Ca + ions.
Изобретение иллюстрируется следующими чертежами:The invention is illustrated by the following drawings:
На фиг. 1 показана конструкция скважины для одновременной добычи газа и рапы по предлагаемому способу.FIG. 1 shows the design of a well for the simultaneous production of gas and brine according to the proposed method.
На фиг. 2 представлен вид данной конструкции скважины для одновременной добычи газа и рапы во время добычи флюидов.FIG. 2 shows a view of this well structure for simultaneous production of gas and brine during the production of fluids.
Обозначения на чертежах:Designations in the drawings:
1 - обсадная колонна 426 мм, установленная на глубину 60 м,1 - 426 mm casing, set to a depth of 60 m,
2 - обсадная колонна 324 мм, установленная на глубину 600 м,2 - casing string 324 mm, installed at a depth of 600 m,
3 - обсадная колонна 245 мм, установленная на глубину 2100 м,3 - casing 245 mm, installed at a depth of 2100 m,
4 - обсадная колонна 178 мм, установленная на глубину 2900 м,4 - 178 mm casing, installed at a depth of 2900 m,
5 - обсадная колонна 114 мм, установленная на глубину 2950 м,5 - 114 mm casing, installed at a depth of 2950 m,
6 - многоразовая муфта гидроразрыва пласта,6 - reusable hydraulic fracturing sleeve,
7 - лифтовая колонна.7 - lift column.
ПРИМЕРEXAMPLE
8 качестве примера показаны типичные условия при вскрытии бурением высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами, на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП).8 as an example, typical conditions are shown when drilling high-pressure reservoirs saturated with strong brines in one of the oil and gas condensate fields of the Leno-Tunguska oil and gas province (NGP).
Глубина спуска предыдущей обсадной колонны (3) 245 мм - 2100 м.The depth of running the previous casing string (3) 245 mm - 2100 m.
Глубина высоконапорного пласта - 2150-2160 м.The depth of the high-pressure reservoir is 2150-2160 m.
Давление в высоконапорном пласте - 45 МПа (градиент пластового давления 2,13 кг/см2 на 10 м).The pressure in the high-pressure reservoir is 45 MPa (the reservoir pressure gradient is 2.13 kg / cm 2 per 10 m).
Плотность утяжеленного бурового раствора - 2240 кг/м3.The density of the weighted drilling mud is 2240 kg / m 3 .
Плотность рассола из высоконапорного пласта - 1400 кг/м3.The density of the brine from the high-pressure layer is 1400 kg / m 3 .
Газоконденсатный пласт на глубине 3000 м с пластовым давлением 25 МПа.Gas condensate reservoir at a depth of 3000 m with reservoir pressure of 25 MPa.
При бурении высоконапорный пласт, насыщенный крепкими рассолами, вскрыт на глубине 2150-2160 м. При вымыве забойной пачки зафиксировано поступление высокоминерализованного раствора в ствол скважины (плотность 1360 кг/м3) с увеличением газопоказаний до 5%.When drilling the high-pressure reservoir, saturated strong brines exposed at a depth of 2150-2160 m. When washing out downhole packs recorded delivery highly mineralized solution into the wellbore (density 1360 kg / m3) with increasing connection gas to 5%.
Далее продолжается бурение до глубины 2900 м (глубина установки башмака эксплуатационной колонны) на утяжеленном растворе. Осуществляется спуск эксплуатационной колонны (4) 178 мм повышенной прочности с многоразовой муфтой гидроразрыва пласта (6), установленной в подошве высоконапорного пласта, выполняется цементирование скважины в интервале 2160-2900 м прямым цементированием. При этом в затрубном пространстве эксплуатационной колонны в интервале 0-2160 м остается утяжеленный буровой раствор плотностью 2240 кг/м3, который сдерживает рапопроявление из высоконапорного пласта в интервале 2150-2160 м.Further, drilling continues to a depth of 2900 m (the depth of the production casing shoe) on a weighted mud. A production casing (4) of 178 mm of increased strength with a reusable hydraulic fracturing collar (6) installed in the base of a high-pressure formation is being run, well cementing is performed in the interval of 2160-2900 m by direct cementing. At the same time, a weighted drilling mud with a density of 2240 kg / m 3 remains in the annulus of the production string in the interval of 0-2160 m, which restrains the brine from the high-pressure formation in the interval of 2150-2160 m.
Далее продолжается бурение скважины по продуктивному пласту с газовым и газоконденсатным насыщением до глубины 2950 м. Заканчивание скважины выполняют потайной обсадной колонной хвостовиком (5) или открытым стволом (фиг. 1). Перед вызовом притока из газоконденсатного пласта выполняется закачка слабоминерализованного рассола плотностью 1100 кг/м3 в затрубное пространство эксплуатационной колонны (4) 178 мм на поглощение с целью отлавливания утяжеленного бурового раствора плотностью 2240 кг/м3 в высоконапорный пласт на глубине 2150-2160 м. Давление закачки на устье ориентировочно будет составлять до 22-25 МПа. После окончания закачки при стравливании давления в затрубе за счет отрицательной разницы давлений между гидростатическим (рассола 1100 кг/м3) 23 МПа и пластовым давлением в высоконапорном пласте 45 МПа скважина будет выходить на режим самоизливом. При этом температура насыщенного крепкого рассола из пласта 45-60 градусов Цельсия, что обеспечивает прогрев эксплуатационной колонны. Далее осуществляется вызов притока из газоносного пласта (фиг. 2). За счет прогрева эксплуатационной колонны эффект образования кристаллогидратов в процессе подъема газа по лифтовой колонне (7) становится невозможен. Чистка межколонного пространства обсадных колонн 178*245 от выпавших солей возможна за счет активации многоразовой муфты гидроразрыва пласта (6), играющей роль циркуляционного переводника в составе обсадной колонны.Then the well continues to be drilled through the productive formation with gas and gas condensate saturation to a depth of 2950 m. Completion of the well is performed with a secret casing string with a liner (5) or an open hole (Fig. 1). Before calling the inflow from the gas condensate formation, low-mineralized brine with a density of 1100 kg / m 3 is injected into the annulus of the production casing (4) 178 mm for absorption in order to catch a weighted drilling mud with a density of 2240 kg / m 3 into a high-pressure formation at a depth of 2150-2160 m. The injection pressure at the wellhead will be approximately up to 22-25 MPa. After the end of the injection while bleeding the pressure in the annulus due to the negative pressure difference between the hydrostatic (brine 1100 kg / m 3 ) 23 MPa and the reservoir pressure in the high-pressure reservoir 45 MPa, the well will enter the self-flowing mode. At the same time, the temperature of the saturated strong brine from the formation is 45-60 degrees Celsius, which ensures the heating of the production string. Next, the inflow from the gas-bearing formation is called (Fig. 2). Due to the heating of the production string, the effect of the formation of crystalline hydrates in the process of gas ascending through the tubing (7) becomes impossible. Cleaning the annular space of casing strings 178 * 245 from precipitated salts is possible by activating a reusable hydraulic fracturing collar (6), which plays the role of a circulation sub in the casing string.
Далее проводится промывка. Затем муфта (6) деактивируется, надежно изолируя межколонное пространство от внутреннего пространства эксплуатационной колонны. Активация многоразовой муфты гидроразрыва пласта возможна за счет спуска в скважину установочного инструмента, в том числе возможно применение колтюбинга [Машорин В.А. и др. Первое в России успешное применение технологии гидроразрыва пласта без подъема ГНКТ на поверхность при проведении многотоннажных МГРП // Время колтюбинга, 2018, №3 (065), с. 36-41].Next, flushing is carried out. Then the sleeve (6) is deactivated, reliably isolating the annular space from the inner space of the production string. Activation of a reusable hydraulic fracturing sleeve is possible by running a setting tool into the well, including the use of coiled tubing [Mashorin V.A. and others. The first in Russia successful application of hydraulic fracturing technology without lifting coiled tubing to the surface during multi-tonnage multistage hydraulic fracturing // Coiled tubing time, 2018, No. 3 (065), p. 36-41].
Также при малых дебитах из нижезалегающего газоносного пласта (при больших значениях скин-эффекта в призабойной зоне) дополнительно проводят гидроразрыв газового пласта за счет энергии высоконапорного пласта путем перенаправления потока крепких рассолов - рапы из затрубного пространства в лифтовую колонну (7) через устье скважины. Устьевые давления при добыче насыщенных крепких рассолов в условиях юга Сибирской платформы могут достигать 16-22 МПа. Высокодебитный фонтанирующий высоконапорный пласт играет роль группы насосов, обеспечивающих высокий расход жидкости и требуемое давление, необходимые для гидроразрыва пород. Пластовая жидкость из высоконапорного пласта является идеальной жидкостью для проведения гидроразрыва, так как абсолютна инертна к «цементу» коллектора, в котором, как и в крепком насыщенном рассоле высоко содержание ионов Са+.Also, at low flow rates from the underlying gas-bearing layer (at high values of the skin effect in the bottomhole zone), the gas formation is additionally fractured using the energy of the high-pressure formation by redirecting the flow of strong brines - brine from the annular space into the tubing string (7) through the wellhead. Wellhead pressures during the extraction of saturated strong brines in the south of the Siberian platform can reach 16-22 MPa. The high-flow rate gushing high-pressure formation plays the role of a group of pumps that provide a high flow rate and the required pressure required for hydraulic fracturing. Reservoir fluid from a high-pressure formation is an ideal fluid for hydraulic fracturing, as it is absolutely inert to the "cement" of the reservoir, which, like in a strong saturated brine, has a high content of Ca + ions.
Давление на газовый пласт при перенаправлении потока насыщенного крепкого рассола в скважину (при полностью заполненной скважине рассолом 1400 кг/м3) будет составлять 58-64 МПа (при давлении гидроразрыва газового пласта 55-56 МПа). Работа высоконапорного высокодебитного пласта в качестве насосной группы процесса гидроразрыва пласта - большое преимущество данного способа.The pressure on the gas reservoir when redirecting the flow of saturated strong brine into the well (with a fully filled well with brine of 1400 kg / m 3 ) will be 58-64 MPa (with a fracturing pressure of the gas reservoir of 55-56 MPa). The operation of a high-pressure, high-rate formation as a pumping group for the hydraulic fracturing process is a great advantage of this method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020120312A RU2740884C1 (en) | 2020-06-15 | 2020-06-15 | Method for simultaneous production of fluids prone to temperature phase transition |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020120312A RU2740884C1 (en) | 2020-06-15 | 2020-06-15 | Method for simultaneous production of fluids prone to temperature phase transition |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2740884C1 true RU2740884C1 (en) | 2021-01-21 |
Family
ID=74213252
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020120312A RU2740884C1 (en) | 2020-06-15 | 2020-06-15 | Method for simultaneous production of fluids prone to temperature phase transition |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2740884C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2229587C2 (en) * | 2002-01-09 | 2004-05-27 | Вахромеев Андрей Гелиевич | Method for extracting liquid mineral inclined to temperature phase transition |
| RU2361067C1 (en) * | 2007-12-17 | 2009-07-10 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Method of well production of liquid mineral susceptible to temperature phase transition |
| RU2365735C2 (en) * | 2007-03-12 | 2009-08-27 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Opening method of high-pressure stratums, saturated by strong brines |
| RU2370640C1 (en) * | 2008-03-11 | 2009-10-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes |
| RU88052U1 (en) * | 2008-11-19 | 2009-10-27 | Андрей Гелиевич Вахромеев | DEEP WELL CONSTRUCTION |
| RU2386017C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation |
| RU2523318C1 (en) * | 2013-03-01 | 2014-07-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for development of hydrocarbons with associated occurrence and hydromineral raw material of multilayer field |
| RU2630519C1 (en) * | 2016-04-04 | 2017-09-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Method for well construction in complicated conditions |
-
2020
- 2020-06-15 RU RU2020120312A patent/RU2740884C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2229587C2 (en) * | 2002-01-09 | 2004-05-27 | Вахромеев Андрей Гелиевич | Method for extracting liquid mineral inclined to temperature phase transition |
| RU2365735C2 (en) * | 2007-03-12 | 2009-08-27 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Opening method of high-pressure stratums, saturated by strong brines |
| RU2361067C1 (en) * | 2007-12-17 | 2009-07-10 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Method of well production of liquid mineral susceptible to temperature phase transition |
| RU2370640C1 (en) * | 2008-03-11 | 2009-10-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes |
| RU88052U1 (en) * | 2008-11-19 | 2009-10-27 | Андрей Гелиевич Вахромеев | DEEP WELL CONSTRUCTION |
| RU2386017C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation |
| RU2523318C1 (en) * | 2013-03-01 | 2014-07-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for development of hydrocarbons with associated occurrence and hydromineral raw material of multilayer field |
| RU2630519C1 (en) * | 2016-04-04 | 2017-09-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Method for well construction in complicated conditions |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US6119776A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| US6095244A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2630519C1 (en) | Method for well construction in complicated conditions | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
| RU2740884C1 (en) | Method for simultaneous production of fluids prone to temperature phase transition | |
| RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
| RU2361067C1 (en) | Method of well production of liquid mineral susceptible to temperature phase transition | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU88052U1 (en) | DEEP WELL CONSTRUCTION | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| WO2022081790A1 (en) | Grout partition and method of construction | |
| RU2713547C1 (en) | Method for development of oil deposits with large depths of productive horizons and low well yields | |
| RU2657052C1 (en) | Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) | |
| RU2229587C2 (en) | Method for extracting liquid mineral inclined to temperature phase transition | |
| Krueger | Advances in well completion and stimulation during JPT's first quarter century | |
| RU2735504C1 (en) | Method for opening high-pressure formations saturated with strong brines |