RU2750805C1 - Method for intensifying borehole operation by drilling side holes - Google Patents
Method for intensifying borehole operation by drilling side holes Download PDFInfo
- Publication number
- RU2750805C1 RU2750805C1 RU2020142013A RU2020142013A RU2750805C1 RU 2750805 C1 RU2750805 C1 RU 2750805C1 RU 2020142013 A RU2020142013 A RU 2020142013A RU 2020142013 A RU2020142013 A RU 2020142013A RU 2750805 C1 RU2750805 C1 RU 2750805C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- additional
- drilled
- owc
- distance
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
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 области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the field of sidetracking of oil and gas wells.
Известен способ бурения бокового ствола нефтяной скважины (патент RU № 2626103, МПК Е21В 7/04, опубл. 21.07.2017 г., бюл. № 21), включающий сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал, закачивание в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава. Разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки. Установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и клина-отклонителя. Разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав. Бурение бокового ствола из основного ствола. Открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста, при этом сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня производят в вертикальной части ствола скважины. Легкоразбуриваемая вставка имеет центральный канал, сверху закрытый легкоразрушаемой мембраной, разбуривание легкоразбуриваемой вставки проводят фрезой, нижний конец которой снабжен направляющей цилиндрической формы с диаметральным размером, позволяющим перемещаться внутри центрального канала по классу широкоходовой посадки. Верхняя часть фрезы снабжена центраторами.There is a known method for drilling a sidetrack of an oil well (patent RU No. 2626103, IPC E21B 7/04, publ. 07.21.2017, bulletin No. 21), including continuous cutting of the interval of the production casing and a cylindrical cement stone from above and a truncated cone from below, isolation of the expansion interval by installing an easy-to-drill insert made of soft metal of a cylindrical shape longer than the length of the cutting interval, in the upper part of which a channel is made, pumping a hardening sealing compound into the expansion interval. Drilling out after its polymerization of an easy-to-drill insert. Installation of a temporary cement bridge in the main bore below the sidetrack and whipstock. Sidetracking through the hardened sealant. Sidetracking from the main bore. Opening the main borehole by drilling out a whipstock and a temporary cement bridge, while continuous cutting of the production casing interval and cement stone is performed in the vertical part of the wellbore. The easy-to-drill insert has a central channel closed from above by an easily-breakable membrane, the drill-out of the easy-to-drill insert is carried out with a cutter, the lower end of which is equipped with a cylindrical guide with a diametrical size that allows movement inside the central channel according to the wide-stroke landing class. The upper part of the cutter is equipped with centralizers.
Недостатками способа являются высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола, отклонение бокового ствола от заданной траектории, также низкая нефтеотдача продукции из бокового ствола из-за отсутствия кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола. Также недостатками являются материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать.The disadvantages of this method are the high probability of opening the aquifer and watering the main horizontal wellbore, deviation of the sidetrack from the specified trajectory, and low oil production from the sidetrack due to the absence of acid treatment of the bottomhole zone of the sidetrack. Also disadvantages are material and financial costs associated with the fact that after drilling the main horizontal wellbore it is necessary to casing it.
Также известен способ строительства многозабойной скважины (патент RU №2376438, МПК Е21В 7/04, опубл. 20.12.2009 г., бюл. № 35), включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов. Заполнение входа в боковой ствол после бурения изолирующим материалом. Вымывание изолирующего материала из стволов после бурения последнего ствола и освоение скважины. Боковые стволы бурят разной длины, а в качестве бурового раствора используют естественную водную суспензию. После бурения низ каждого ствола, кроме последнего, заполняют раствором эмульгатора Ринго-ЭМ. После бурения последнего ствола при освоении скважины все стволы заполняют нефтью. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером. Пакеруют пространство скважины в интервале вертикального ствола и свабируют подпакерное пространство. Дополнительно обрабатывают призабойную зону одного или нескольких стволов раствором соляной кислоты со свабированием.Also known is a method of construction of a multilateral well (patent RU No. 2376438, IPC Е21В 7/04, publ. 20.12.2009, bulletin No. 35), including drilling the main horizontal and sidetracks. Filling the entrance to the sidetrack after drilling with insulating material. Washing out the insulating material from the boreholes after drilling the last borehole and completing the well. Sidetracks are drilled of various lengths, and a natural aqueous suspension is used as the drilling fluid. After drilling, the bottom of each shaft, except for the last one, is filled with Ringo-EM emulsifier solution. After drilling the last borehole during well completion, all boreholes are filled with oil. A tubing string with a packer is lowered into the well. The well space is packed in the vertical wellbore interval and the sub-packer space is swabbed. Additionally, the bottomhole zone of one or more shafts is treated with a hydrochloric acid solution with swabbing.
Недостатками способа являются невозможность точного ориентирования боковых стволов перед их зарезкой из основного горизонтального ствола, что может привести к бурению бокового ствола в произвольном направлении, повреждению основного горизонтального ствола и или ранее разбуренного дополнительного ствола, а также вскрытию водоносного пласта (возможному обводнению основного горизонтального ствола), т.е. отклонения бокового ствола от заданной траектории вниз.The disadvantages of this method are the impossibility of accurately orienting the sidetracks before sidetracking them from the main horizontal wellbore, which can lead to drilling the sidetrack in an arbitrary direction, damage to the main horizontal wellbore and or previously drilled additional wellbore, as well as opening the aquifer (possible watering of the main horizontal wellbore) , i.e. sidetrack deviations from the predetermined trajectory downward.
Наиболее близким является способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов (патент RU № 2684557 МПК Е21В 7/04, 7/06, 7/068, опубл. 09.04.2019 г., бюл. № 10), включающий бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов, причем до бурения боковых стволов на устье горизонтальной скважины с открытым стволом снизу вверх собирают компоновку: телесистема, одна утяжеленная бурильная труба - УБТ, клин-отклонитель, спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в горизонтальный открытый ствол так, чтобы клин-отклонитель находился в интервале зарезки бокового ствола, производят ориентирование клина-отклонителя в направлении вправо относительно основного открытого горизонтального ствола скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: фреза, винтовой забойный двигатель - ВЗД, одна УБТ, спускают компоновку в колонну НКТ на колонне гибких труб - ГТ, далее производят зарезку вправо и бурение бокового ствола длиной 10 м под углом 2,5° по отношению к открытому горизонтальному стволу скважины с нагрузкой на фрезу до 1,0 т, после чего останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на колонне ГТ, затем спускают в колонну НКТ колонну ГТ с ВЗД и долотом на конце и продолжают бурение бокового ствола до заданного забоя, после достижения забоя бокового ствола останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ из колонны НКТ, далее спускают в колонну НКТ колонну ГТ со сферической насадкой на конце до глубины пробуренного забоя бокового ствола и производят кислотную обработку призабойной зоны бокового ствола закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ с одновременным перемещением колонны ГТ вверх до интервала зарезки бокового ствола, далее в зависимости от количества боковых стволов повторяют вышеописанные технологические операции, причем давление обработки призабойной зоны боковых стволов скважины может быть различным для каждого бокового ствола.The closest is the method of expanding the drainage zone of a horizontal wellbore by acidizing the distant sections of the formation with the creation of side channels (patent RU No. 2684557 MPK Е21В 7/04, 7/06, 7/068, publ. 09.04.2019, bull. No. 10 ), including drilling of the main horizontal and sidetracks, acid treatment of sidetracks, and before drilling sidetracks at the wellhead of a horizontal well with an open hole, the assembly is assembled from the bottom up: a telemetry system, one heavy drill pipe - drill collar, whipstock, the assembly is lowered on the string by pumping -compressor pipes - tubing into a horizontal open wellbore so that the whipstock is in the sidetrack interval, the whipstock is oriented in the direction to the right relative to the main open horizontal wellbore, then the assembly is assembled at the wellhead from the bottom up: cutter, screw downhole motor - PDM, one drill collar, the assembly is lowered into the tubing string on the bend string pipes - GT, then sidetrack is performed to the right and a sidetrack is drilled with a length of 10 m at an angle of 2.5 ° with respect to the open horizontal wellbore with a load on the cutter of up to 1.0 t, after which the drilling process is stopped and the assembly is raised on the GT string , then a GT string with a PDM and a bit at the end is lowered into the tubing string and the sidetrack is drilled to a predetermined bottomhole, after reaching the bottom of the sidetrack, the drilling process is stopped and the assembly is lifted onto the CT from the tubing string, then the GT string with a spherical nozzle is lowered into the tubing string. at the end to the depth of the drilled bottom hole of the sidetrack and acidizing the bottomhole zone of the sidetrack by pumping hydrochloric acid solution into the GT string while simultaneously moving the GT string up to the sidetrack interval, then, depending on the number of sidetracks, repeat the above-described technological operations, with the treatment pressure the bottomhole zone of the sidetracks of the well can be great for every side trunk.
Недостатком является недостаточное увеличение зоны дренирования, так как осуществляют зарезку боковых стволов из основного горизонтального ствола скважины только в правом направлении на 2,5° относительно основного открытого горизонтального ствола скважины, что исключает охват в левом направлении от горизонтального ствола, а также снижает потенциальную зону дренажа на 30- 40%. Также возможно повреждение основного горизонтального ствола и или ранее разбуренного дополнительного ствола, что приведет к аварии и ликвидации дополнительного ствола и ремонта основного ствола.The disadvantage is an insufficient increase in the drainage zone, since sidetracking is performed from the main horizontal wellbore only in the right direction by 2.5 ° relative to the main open horizontal wellbore, which excludes coverage to the left of the horizontal wellbore, and also reduces the potential drainage zone by 30-40%. Damage to the main horizontal wellbore and or previously drilled additional wellbore is also possible, which will lead to an accident and liquidation of the additional wellbore and repair of the main barrel.
Техническими задачами являются интенсификация работы скважины за счет бурения боковых стволов, увеличение нефтеотдачи и довыработка запасов участка скважины за счет увеличения площади отбора и равномерности охвата пласта кислотным воздействием.The technical tasks are to intensify the well operation by drilling sidetracks, increase oil recovery and additional development of reserves in the well section by increasing the sampling area and uniformity of the formation coverage with acid stimulation.
Технические задачи решаются способом интенсификации работы скважины бурением боковых стволов, включающим бурение основного горизонтального и дополнительных боковых стволов, кислотную обработку дополнительных боковых стволов.Technical problems are solved by means of well intensification by drilling sidetracks, including drilling the main horizontal and additional sidetracks, acidizing additional sidetracks.
Новым является то, что бурение основного горизонтального ствола производят с расстоянием до водонефтяного контакта – ВНК не менее 4 м, до бурения дополнительных боковых стволов проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых давлений, обводненности продукции, дебитов нефти горизонтальной необсаженной скважины, проводят построение гидродинамической модели, выбирают наименее выработанный участок, с текущей нефтенасыщеностью не менее 46%, с текущими остаточными запасами не менее 10 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин, выбирают участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости, определяют расстояние до ВНК на этом участке, производят бурение первого дополнительного горизонтального ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны, отступают не менее 30 м от начала первого дополнительного горизонтального ствола в сторону начала основного горизонтального ствола скважины, определяют в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости, расстояние до ВНК на этом участке и производят бурение второго дополнительного ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны, вышеописанные операции по бурению дополнительных стволов скважин повторяют, при этом длину дополнительного ствола выбирают в зависимости от расстояния до ВНК: при расстоянии до ВНК от 4 до 10 м бурят дополнительный ствол длиной от 28 м до 80 м, при расстоянии до ВНК от 10,1 до 12 м бурят дополнительный ствол длиной от 80,1 до 96 м, при расстоянии до ВНК от 12,1 м и более бурят дополнительный ствол длиной от 96,1 м и более, по пробуренным дополнительным стволам производят гидромониторную резку горной породы кислотной композицией с удельным расходом кислотной композиции на погонный метр интервала обработки не менее 0,08 м³/м в динамическом режиме с рабочим давлением не менее 20 МПа, после этого производят продавку кислотной композиции технологической жидкостью. The novelty is that the drilling of the main horizontal wellbore is carried out with a distance to the oil-water contact - OWC of at least 4 m, before drilling additional sidetracks, a retrospective analysis is carried out on the change in the dynamics of reservoir pressures, water cut, oil flow rates of a horizontal open well, construction of a hydrodynamic model is carried out , select the least depleted section, with the current oil saturation of at least 46%, with the current residual reserves of at least 10 thousand tons, unevenly distributed over the area due to the uneven grid of wells, select the section of the main horizontal wellbore with the greatest curvature in the horizontal plane, determine the distance to the OWC in this section, the first additional horizontal wellbore is drilled at an angle of 3 ° with respect to the main horizontal wellbore in the direction of the curvature, at least 30 m from the beginning of the first additional horizontal wellbore towards the beginning of the main horizontal wellbore, a section of the main horizontal wellbore with the greatest curvature in the horizontal plane is determined in this zone, the distance to the OWC in this section and the second additional wellbore is drilled at an angle of 3 ° with respect to the main horizontal wellbore in the direction of curvature, the above-described drilling operations additional boreholes are repeated, while the length of the additional wellbore is selected depending on the distance to the OWC: at a distance to the OWC from 4 to 10 m, an additional wellbore is drilled with a length of 28 m to 80 m, at a distance to the OWC from 10.1 to 12 m an additional shaft with a length of 80.1 to 96 m, with a distance to the OWC of 12.1 m or more, an additional shaft with a length of 96.1 m or more is drilled, water jet cutting of rock is performed along the drilled additional shafts with an acid composition with a specific consumption of an acid composition per running meter of processing interval not less than 0.08 m³ / m in dynamic mode with working pressure not less than 20 MPa, then the acid composition is squeezed with a process fluid.
На чертеже схематично изображена реализация предлагаемого способа.The drawing schematically shows the implementation of the proposed method.
Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов осуществляют следующим образом.The method for intensifying the well operation by drilling sidetracks is carried out as follows.
Бурят основной горизонтальный открытый ствол скважины 1 (см. чертеж) с расстоянием до водонефтяного контакта – ВНК не менее 4 м. Это расстояние является необходимым и достаточным для исключения прорыва. The main horizontal open borehole of well 1 (see drawing) is drilled with a distance to the oil-water contact - OWC of at least 4 m. This distance is necessary and sufficient to exclude a breakthrough.
До бурения дополнительных боковых стволов проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых давлений, обводненности продукции, дебитов нефти горизонтальной необсаженной скважины 1. Проводят построение гидродинамической модели. На модели выбирают наименее выработанный участок с текущей нефтенасыщеностью не менее 46%, с текущими остаточными запасами не менее 10 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин. Предпочтительно выбрать участок с плотностью сетки скважин не менее 6,2 га/скважину, который является достаточным для осуществления бурения дополнительных боковых стволов скважин. Before drilling additional sidetracks, a retrospective analysis of changes in the dynamics of reservoir pressures, water cut, oil flow rates of horizontal open well 1 is carried out. A hydrodynamic model is constructed. The model selects the least depleted area with the current oil saturation of at least 46%, with the current residual reserves of at least 10 thousand tons, unevenly distributed over the area due to the uneven well pattern. It is preferable to select an area with a well pattern density of at least 6.2 ha / well, which is sufficient for drilling additional sidetracks.
Выбирают участок основного горизонтального ствола скважины 1 с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости 2, близкой к забою, и определяют расстояние до ВНК на этом участке. Производят бурение первого дополнительного горизонтального ствола 3 под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу 1 в сторону кривизны. Далее отступают не менее 30 м от начала первого дополнительного горизонтального ствола 3 в сторону начала основного горизонтального ствола скважины 1. Это расстояние (отступ от начала первого дополнительного горизонтального ствола) выбирают в зависимости от длины основного горизонтального ствола скважины и участков кривизны. Определяют в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины 1 с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости 2, близкой к забою, расстояние до ВНК на этом участке. Производят бурение второго дополнительного ствола 4 под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу 1 в сторону кривизны. Вышеописанные операции (отступ от начала дополнительного горизонтального ствола не менее 30 м в сторону начала основного горизонтального ствола скважины 1, определение в этой зоне участка основного горизонтального ствола скважины 1 с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости 2 близкой к забою, определение расстояния до ВНК на этом участке) по бурению дополнительных стволов скважин повторяют. Количество дополнительных стволов зависит от длины горизонтального ствола 1. При бурении дополнительных стволов длину дополнительного ствола выбирают в зависимости от расстояния до ВНК: при расстоянии до расстояния до ВНК от 4 до 10 м бурят дополнительный ствол длиной от 28 м до 80 м, при расстоянии до ВНК от 10,1 до 12 м бурят дополнительный ствол длиной от 80,1 до 96 м, при расстоянии до ВНК от 12,1 м и более бурят дополнительный ствол длиной от 96,1 м и более.A section of the main horizontal wellbore of well 1 with the greatest curvature in the
Далее осуществляют кислотную обработку пробуренных дополнительных стволов 3, 4. По пробуренным дополнительным стволам 3, 4 производят гидромониторную резку горной породы кислотной композицией с удельным расходом кислотной композиции на погонный метр интервала обработки не менее 0,08 м³/м. В качестве кислотной композиции используют водный раствор соляной кислоты с концентрацией кислоты не менее 15% (ТУ 2458-023-83716345-2014, ТУ 2458-526-05763441-2010, ТУ 2458-002-48694360-2016). Закачку ведут в динамическом режиме с рабочим давлением не менее 20 МПа. После этого производят продавку кислотной композиции технологической жидкостью с давлением не менее 3 МПа. В качестве технологической жидкости используют воду с удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением реагента МЛ-81Б 0,2% (по ТУ 2481-007-48482528-99) в объеме не менее 2 м³.Further, the acid treatment of the drilled
Таким образом, бурение дополнительных боковых стволов позволяет увеличить зону дренирования, а, следовательно, позволяет увеличить нефтеотдачу и довыработать запасы участка скважины за счет увеличения площади отбора и равномерности охвата пласта кислотным воздействием, а определение расстояния до ВНК позволяет исключить вскрытие водоносного пласта.Thus, drilling additional sidetracks makes it possible to increase the drainage zone, and, therefore, allows to increase oil recovery and to develop reserves of the well section by increasing the sampling area and uniformity of coverage of the formation with acid stimulation, and determining the distance to the OWC makes it possible to exclude the opening of the aquifer.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Пример 1.Example 1.
На участке нефтяной залежи пробурили скважину с горизонтальным стволом длиной 159 м и с расстоянием до ВНК от 4 м до 10 м. Залежь разрабатывает Турнейский ярус. Начальный дебит по скважине составлял 8 т/сут. Начальное пластовое давление при начале эксплуатации скважины составляло 120 МПа. Начальная обводненность скважиной продукции составляла – 1%. При разработке залежи дебиты скважины по нефти упали до 4 т/сут, при обводнености 55% и пластовом давлении 90 атм.In the area of the oil deposit, a well was drilled with a horizontal borehole 159 m long and with a distance to the OWC from 4 m to 10 m. The deposit is developing the Tournaisian stage. The initial flow rate for the well was 8 tons / day. The initial reservoir pressure at the beginning of the well operation was 120 MPa. The initial water cut in the production well was 1%. During the development of the reservoir, the oil flow rate of the well dropped to 4 tons / day, with a water cut of 55% and a reservoir pressure of 90 atm.
По данной залежи провели ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых давлений, дебитов нефти, обводненности. Определили скважину с длиной горизонтального 159 м с уменьшением пластового давления на 35% от начального, с падением дебита скважины на 50% от первоначального. Провели построение гидродинамической модели, выбрали наименее выработанный участок, с текущей нефтенасыщеностью 46%, с текущими балансовыми запасами 10 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин и зональной неоднородности ФЕС коллектора (с плотностью сетки скважин - 6,2 га/скважину). Провели по выбранной скважине подготовительные работы, произвели демонтаж глубинно-насосного оборудования. Спустили технологическую компоновку для разбуривания дополнительных боковых стволов в основной горизонтальный ствол.For this deposit, a retrospective analysis was carried out for changes in the dynamics of reservoir pressures, oil flow rates, and water cut. A well was identified with a horizontal length of 159 m with a decrease in reservoir pressure by 35% of the initial one, with a decrease in the well flow rate by 50% of the initial one. Conducted the construction of a hydrodynamic model, chose the least depleted area, with a current oil saturation of 46%, with current balance reserves of 10 thousand tons, unevenly distributed over the area due to an uneven grid of wells and zonal heterogeneity of reservoir properties (with a grid density of 6.2 hectares) / well). Preparatory work was carried out on the selected well, the downhole pumping equipment was dismantled. We lowered the technological assembly for drilling additional sidetracks into the main horizontal wellbore.
Согласно гидродинамической модели выбрали участок для проведения бурения дополнительного ствола, определили наибольшую кривизну участка основного ствола в горизонтальной плоскости, определили расстояние до ВНК – 4 м. На данном участке произвели бурение первого дополнительного ствола под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу длиной 28 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,08 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 20 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2% в объеме 4 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.According to the hydrodynamic model, we chose a site for drilling an additional borehole, determined the greatest curvature of the main borehole section in the horizontal plane, determined the distance to the OWC - 4 m.In this area, the first additional borehole was drilled at an angle of 3 ° with respect to the main horizontal borehole 28 m long After the completion of drilling, the rock was jet-cut with an acid composition of 0.08 m³ / m of the formation in a dynamic mode with a pressure of 20 MPa, the acid composition was displaced with a process fluid with a specific gravity of 1.00 g / cm³ with the addition of ML-81B 0.2% in a volume of 4 m³ with a pressure of 3 MPa. An autonomous inclinometer was used to study the drilled additional borehole.
Аналогично провели бурение второго дополнительного ствола. Для этого отступили 34 м от начала первого дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК – 10 м. На этом участке пробурили второй дополнительный ствол скважины под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону наибольшей кривизны длиной 80 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,13 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 22 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%. в объеме 6 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола. Далее отступили 50 м от начала второго дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК, которое равно 6 м. На данном участке провели бурение третьего дополнительного ствола длиной 48 м. Бурение дополнительных горизонтальных стволов проводят с аэрацией с забоя основного горизонтального ствола в перпендикулярном направлении фильтрации скважинного флюида и с максимальным удалением от основного горизонтального ствола скважины.The second additional borehole was drilled in a similar way. To do this, we retreated 34 m from the beginning of the first additional wellbore towards the beginning of the main wellbore, identified in this zone a section of the main horizontal wellbore with the greatest curvature in the horizontal plane. The distance to the OWC was determined - 10 m. In this area, a second additional wellbore was drilled at an angle of 3 ° with respect to the main horizontal wellbore in the direction of the greatest curvature 80 m long. After completion of drilling, the rock was jet-cut with an acid composition of 0.13 m³ / m of the formation in dynamic mode with a pressure of 22 MPa, the acid composition was squeezed with a process fluid with a specific gravity of 1.00 g / cm³ with the addition of ML-81B 0.2%. in a volume of 6 m³ with a pressure of 3 MPa. An autonomous inclinometer was used to study the drilled additional borehole. Then we retreated 50 m from the beginning of the second additional wellbore towards the beginning of the main wellbore, identified in this zone a section of the main horizontal wellbore with the greatest curvature in the horizontal plane. The distance to the OWC was determined, which is 6 m.In this section, a third additional borehole with a length of 48 m was drilled.Additional horizontal boreholes are drilled with aeration from the bottom of the main horizontal borehole in the perpendicular direction of filtration of the well fluid and with a maximum distance from the main horizontal borehole.
После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,15 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 21 МПа, провели продавку кислотной композиции в объеме 2м³ технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%. в объеме не менее 2м³ с давлением 4 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.After the completion of drilling, the rock was jet-cut with an acid composition of 0.15 m³ / m of the formation in a dynamic mode with a pressure of 21 MPa, an acid composition was displaced in a volume of 2 m³ with a process fluid with a specific gravity of 1.00 g / cm³ with the addition of ML-
Пример 2.Example 2.
На участке нефтяной залежи пробурили скважину с горизонтальным стволом длиной 125 м и с расстоянием до ВНК от 10,1 м до 12 м. Залежь разрабатывает Турнейский ярус. Начальный дебит по скважинам составлял 6 т/сут. Начальное пластовое давление при начале эксплуатации скважины составляло 120 МПа. Начальная обводненность скважиной продукции составляла – 1%. При разработке залежи дебиты скважин по нефти упали до 1,9 т/сут, при обводненности 40% и пластовом давлении 90 атм.A well with a horizontal borehole 125 m long and with a distance to the OWC from 10.1 m to 12 m was drilled in the oil deposit area. The deposit is developing the Tournaisian stage. The initial flow rate for the wells was 6 tons / day. The initial reservoir pressure at the beginning of the well operation was 120 MPa. The initial water cut in the production well was 1%. During the development of the reservoir, the oil production rates of wells dropped to 1.9 t / day, with a water cut of 40% and a reservoir pressure of 90 atm.
По данной залежи провели ретроспективный анализ. Определили скважину с длиной горизонтального 125 м с уменьшением пластового давления на 35% от начального, с падением дебита скважины на 50% от первоначального. Провели построение гидродинамической модели, выбрали наименее выработанный участок, с текущей нефтенасыщеностью 48%, с текущими балансовыми запасами 13 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин и зональной неоднородности ФЕС коллектора (с плотностью сетки скважин - 6,2 га/скважину). Провели по выбранной скважине подготовительные работы, произвели демонтаж глубинно-насосного оборудования. Спустили технологическую компоновку для разбуривания дополнительных боковых стволов в основной горизонтальный ствол.A retrospective analysis was carried out for this deposit. A well was identified with a horizontal length of 125 m with a decrease in reservoir pressure by 35% of the initial one, with a drop in the well flow rate by 50% of the initial one. Conducted the construction of a hydrodynamic model, chose the least depleted area, with the current oil saturation of 48%, with the current balance reserves of 13 thousand tons, unevenly distributed over the area due to the uneven grid of wells and the zonal heterogeneity of reservoir properties (with a grid density of 6.2 hectares) / well). Preparatory work was carried out on the selected well, the downhole pumping equipment was dismantled. We lowered the technological assembly for drilling additional sidetracks into the main horizontal wellbore.
Согласно гидродинамической модели выбрали участок для проведения бурения дополнительного ствола, определили наибольшую кривизну участка основного ствола в горизонтальной плоскости определили расстояние до ВНК – 10,1 м. На данном участке произвели бурение первого дополнительного ствола под углом 3° от основного горизонтального ствола длиной 80,1 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,1 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 22 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2% в объеме не менее 4 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.According to the hydrodynamic model, a site was selected for drilling an additional borehole, the greatest curvature of the main borehole section in the horizontal plane was determined, the distance to the OWC was determined - 10.1 m.In this area, the first additional borehole was drilled at an angle of 3 ° from the main horizontal borehole with a length of 80.1 m. After the completion of drilling, the rock was jet-cut with an acid composition of 0.1 m³ / m of the formation in a dynamic mode with a pressure of 22 MPa, the acid composition was displaced with a process fluid with a specific gravity of 1.00 g / cm³ with the addition of ML-81B 0.2 % in a volume of at least 4 m³ with a pressure of 3 MPa. An autonomous inclinometer was used to study the drilled additional borehole.
Аналогично провели бурение второго дополнительного ствола. Для этого отступили 40 м от начала первого дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК – 11 м. На этом участке пробурили второй дополнительный ствол скважины под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны длиной 88 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,08 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 20 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%. в объеме не менее 4 м³ с давлением 3 МПа. The second additional borehole was drilled in a similar way. To do this, we retreated 40 m from the beginning of the first additional wellbore towards the beginning of the main wellbore, identified in this zone a section of the main horizontal wellbore with the greatest curvature in the horizontal plane. The distance to the OWC was determined - 11 m. In this area, a second additional wellbore was drilled at an angle of 3 ° with respect to the main horizontal wellbore in the direction of curvature 88 m long. After completion of drilling, the rock was jet-cut with an acid composition of 0.08 m³ / m formation in dynamic mode with a pressure of 20 MPa, the acid composition was squeezed with a process fluid with a specific gravity of 1.00 g / cm³ with the addition of ML-81B 0.2%. in a volume of at least 4 m³ with a pressure of 3 MPa.
Пример 3.Example 3.
На участке нефтяной залежи пробурили основной горизонтальный ствол длиной 167 м с расстоянием до ВНК 12,1-13 м. Залежь разрабатывает Турнейский ярус. Начальный дебит по скважинам составлял 9 т/сут. Начальное пластовое давление при начале эксплуатации скважины составляло 120 МПа. Начальная обводненность скважиной продукции составляла – 1%. При разработке залежи дебиты скважин по нефти упали до 4,2 т/сут, при обводнености 40% и пластовом давлении 90 атм.The main horizontal wellbore with a length of 167 m with a distance to the OWC of 12.1-13 m was drilled at the oil deposit area. The deposit is developing the Tournaisian stage. The initial flow rate for the wells was 9 tons / day. The initial reservoir pressure at the beginning of the well operation was 120 MPa. The initial water cut in the production well was 1%. During the development of the reservoir, the oil production rates of wells dropped to 4.2 tons / day, with a water cut of 40% and a reservoir pressure of 90 atm.
По данной залежи провели ретроспективный анализ. Определили скважину с длиной горизонтального 167 м с уменьшением пластового давления на 35% от начального, с падением дебита скважины на 50% от первоначального. Провели построение гидродинамической модели, выбрали наименее выработанный участок, с текущей нефтенасыщеностью 48%, с текущими балансовыми запасами 20 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин и зональной неоднородности ФЕС коллектора (с плотностью сетки скважин - 6,2 га/скважину). Провели по выбранной скважине подготовительные работы, произвели демонтаж глубинно-насосного оборудования. Спустили технологическую компоновку для разбуривания дополнительных боковых стволов в основной горизонтальный ствол.A retrospective analysis was carried out for this deposit. A well was identified with a horizontal length of 167 m with a decrease in reservoir pressure by 35% of the initial one, with a decrease in the well flow rate by 50% of the initial one. Conducted the construction of a hydrodynamic model, chose the least depleted area, with a current oil saturation of 48%, with current balance reserves of 20 thousand tons, unevenly distributed over the area due to an uneven grid of wells and zonal heterogeneity of reservoir properties (with a grid density of 6.2 hectares) / well). Preparatory work was carried out on the selected well, the downhole pumping equipment was dismantled. We lowered the technological assembly for drilling additional sidetracks into the main horizontal wellbore.
Согласно гидродинамической модели выбрали участок для проведения бурения дополнительного ствола, определили наибольшую кривизну участка основного ствола в горизонтальной плоскости, определили расстояние до ВНК – 12,1 м. На данном участке произвели бурение первого дополнительного ствола под углом 3° от основного горизонтального ствола длиной 96,1 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,1 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 20 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2% в объеме не менее 4 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.According to the hydrodynamic model, we chose a site for drilling an additional borehole, determined the greatest curvature of the main borehole section in the horizontal plane, determined the distance to the OWC - 12.1 m.In this area, the first additional borehole was drilled at an angle of 3 ° from the main horizontal borehole with a length of 96, 1 m. After the completion of drilling, the rock was jet-cut with an acid composition of 0.1 m³ / m of the formation in a dynamic mode with a pressure of 20 MPa, the acid composition was displaced with a process fluid with a specific gravity of 1.00 g / cm³ with the addition of ML-
Аналогично провели бурение второго дополнительного ствола. Для этого отступили 48 м от начала первого дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК – 12,5 м. На этом участке пробурили второй дополнительный ствол скважины под углом 3° по отношению к основному горизонтальному стволу в сторону кривизны длиной 97 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,17 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 22 МПа, провели продавку кислотной композиции технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%, в объеме не менее 4 м³ с давлением 3 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола. Далее отступили 44 м от начала второго дополнительного ствола в сторону начала основного ствола скважины, определили в этой зоне участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определили расстояние до ВНК, которое равно 13 м На данном участке провели бурение третьего дополнительного ствола длиной 104 м. После завершения бурения провели гидромониторную резку горной породы с кислотной композицией 0,17 м³/м пласта в динамическом режиме с давлением 20 МПа, провели продавку кислотной композиции в объеме 2 м³ технологической жидкостью удельным весом 1,00 г/см³ с добавлением МЛ-81Б 0,2%, в объеме не менее 2 м³ с давлением 4 МПа. Автономным инклинометром провели исследование пробуренного дополнительного ствола.The second additional borehole was drilled in a similar way. To do this, we retreated 48 m from the beginning of the first additional wellbore towards the beginning of the main wellbore, identified in this zone a section of the main horizontal wellbore with the greatest curvature in the horizontal plane. The distance to the OWC was determined - 12.5 m. In this section, a second additional wellbore was drilled at an angle of 3 ° with respect to the main horizontal bore towards the curvature of 97 m long. After the completion of drilling, the rock was jet cut with an acid composition of 0.17 m³ / m of the formation in dynamic mode with a pressure of 22 MPa, the acid composition was displaced with a process fluid with a specific gravity of 1.00 g / cm³ with the addition of ML-81B 0.2%, in a volume of at least 4 m³ with a pressure of 3 MPa. An autonomous inclinometer was used to study the drilled additional borehole. Then we retreated 44 m from the beginning of the second additional wellbore towards the beginning of the main wellbore, identified in this zone a section of the main horizontal wellbore with the greatest curvature in the horizontal plane. The distance to the OWC was determined, which is 13 m.In this area, a third additional borehole 104 m long was drilled. composition in a volume of 2 m³ with a process fluid with a specific gravity of 1.00 g / cm³ with the addition of ML-81B 0.2%, in a volume of at least 2 m³ with a pressure of 4 MPa. An autonomous inclinometer was used to study the drilled additional borehole.
Предлагаемый способ обеспечивает интенсификацию работы скважины за счет бурения боковых стволов, увеличивает нефтеотдачу и позволяет обеспечить довыработку запасов участка скважины за счет увеличения площади отбора и равномерности охвата пласта кислотным воздействием.The proposed method provides an intensification of the well operation by drilling sidetracks, increases oil recovery and allows for additional production of reserves in the well section by increasing the sampling area and uniformity of coverage of the formation with acid stimulation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020142013A RU2750805C1 (en) | 2020-12-18 | 2020-12-18 | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020142013A RU2750805C1 (en) | 2020-12-18 | 2020-12-18 | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2750805C1 true RU2750805C1 (en) | 2021-07-02 |
Family
ID=76820422
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020142013A RU2750805C1 (en) | 2020-12-18 | 2020-12-18 | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2750805C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009110804A1 (en) * | 2008-03-06 | 2009-09-11 | Rune Freyer | A method and device for making lateral openings out of a wellbore |
| RU2448240C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones |
| WO2012090175A2 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing downhole stimulation operations |
| WO2017025755A1 (en) * | 2015-08-11 | 2017-02-16 | Octopus Completions Ltd | Directional micro lateral drilling system |
| US20180128086A1 (en) * | 2013-05-20 | 2018-05-10 | Robert Gardes | Continuous Circulating Concentric Casing Managed Equivalent Circulating Density (ECD) Drilling For Methane Gas Recovery from Coal Seams |
| RU2684557C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development |
-
2020
- 2020-12-18 RU RU2020142013A patent/RU2750805C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009110804A1 (en) * | 2008-03-06 | 2009-09-11 | Rune Freyer | A method and device for making lateral openings out of a wellbore |
| RU2448240C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones |
| WO2012090175A2 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing downhole stimulation operations |
| US20180128086A1 (en) * | 2013-05-20 | 2018-05-10 | Robert Gardes | Continuous Circulating Concentric Casing Managed Equivalent Circulating Density (ECD) Drilling For Methane Gas Recovery from Coal Seams |
| WO2017025755A1 (en) * | 2015-08-11 | 2017-02-16 | Octopus Completions Ltd | Directional micro lateral drilling system |
| RU2684557C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110397428B (en) | Displacement coalbed methane yield increasing method for coalbed methane jointly mined by vertical well and U-shaped butt well | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| US20190226282A1 (en) | Drilling and stimulation of subterranean formation | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2421586C1 (en) | Procedure for construction of horizontal well in devonian strata | |
| CA2918583C (en) | Multi-sidetracked wellbore | |
| US20170218739A1 (en) | Method of completing and producing long lateral wellbores | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| EP3580423A1 (en) | Drilling and operating sigmoid-shaped wells | |
| US20190162025A1 (en) | Method of enhanced oil recovery and intensification of production from oil, gas and condensate wells by means of hydromonitor radial overbalance formation penetration | |
| CN111594123A (en) | Jet staged fracturing method for bare hole immovable pipe column of ultra-short radius horizontal well | |
| RU2612060C1 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2592582C1 (en) | Method of hydraulic fracturing | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| CN105041274A (en) | Short-range two-layer oil-gas reservoir commingled production technique | |
| US20170247990A1 (en) | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores | |
| RU2684557C1 (en) | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development | |
| RU2750805C1 (en) | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes | |
| RU2708743C1 (en) | Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part | |
| RU2709263C1 (en) | Method of drilling and development of offshoots from horizontal well | |
| RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction | |
| CN111594122A (en) | Open hole dragging staged fracturing method for ultra-short radius horizontal well | |
| RU2616016C1 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2256070C1 (en) | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector |