RU2771354C1 - Construction of multi-hole gas well - Google Patents
Construction of multi-hole gas well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2771354C1 RU2771354C1 RU2021136138A RU2021136138A RU2771354C1 RU 2771354 C1 RU2771354 C1 RU 2771354C1 RU 2021136138 A RU2021136138 A RU 2021136138A RU 2021136138 A RU2021136138 A RU 2021136138A RU 2771354 C1 RU2771354 C1 RU 2771354C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- main
- gas well
- roof
- section
- liner
- Prior art date
Links
- 238000010276 construction Methods 0.000 title abstract description 5
- 239000004047 hole gas Substances 0.000 title abstract 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 37
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
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)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции многозабойной газовой скважины.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the design of a multilateral gas well.
Известна конструкция многозабойной газовой скважины, включающая технические колонны, эксплуатационную колонну, установленную над продуктивным пластом и имеющую окно, а в продуктивном пласте в основном и боковом стволах установлены хвостовики [RU 137662 U1, МПК Е21В 7/04 (2006.01), Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 27.02.2014, бюл. №6].A well-known design of a multilateral gas well, including technical columns, a production string installed above the productive formation and having a window, and liners are installed in the productive formation in the main and sidetracks [RU 137662 U1, IPC
Недостатком данной конструкции является необходимость использования сложного оборудования для бурения и крепления скважины, а также опасность выпадения и закупоривания стволов жидкостями, содержащимися в пластовом газе, в процессе эксплуатации скважины.The disadvantage of this design is the need to use complex equipment for drilling and well casing, as well as the risk of falling out and clogging of the wells with fluids contained in the formation gas during the operation of the well.
Известна конструкция многозабойной газовой скважины, включающая технические колонны и эксплуатационную колонну, нижний торец которой установлен над кровлей продуктивного пласта, а в продуктивном пласте в основном стволе установлен фильтр, прикрепленный к низу эксплуатационной колонны, и боковые стволы, примыкающие к основному стволу, выполнены с наклоном вниз и заполнены проницаемым материалом [RU 2205935 С1, МПК Е21В 7/06 (2000.01), Е21В 43/10 (2000.01) опубл. 10.06.2003, бюл. №16].A well-known design of a multilateral gas well, including technical columns and a production string, the lower end of which is installed above the roof of the productive formation, and in the productive formation in the main trunk there is a filter attached to the bottom of the production string, and sidetracks adjacent to the main trunk are made with an inclination down and filled with a permeable material [RU 2205935 C1, IPC E21B 7/06 (2000.01), E21B 43/10 (2000.01) publ. 06/10/2003, bul. No. 16].
Недостатком данной конструкции является то, что заполнение боковых стволов проницаемым материалом снижает скорость движения газа по боковым стволам, что приводит к выпадению и закупориванию боковых и основного стволов жидкостями, содержащимися в пластовом флюиде.The disadvantage of this design is that the filling of sidetracks with permeable material reduces the speed of gas movement along the sidetracks, which leads to loss and clogging of the sidetracks and the main wellbore with fluids contained in the formation fluid.
Известна конструкция многозабойной скважины, включающая технические колонны и эксплуатационную колонну, установленную над продуктивным пластом, а в продуктивной части скважины выполнен основной ствол с наклоном вниз, в котором установлен фильтр, прикрепленный к низу эксплуатационной колонны, а боковые стволы, примыкающие к основному стволу, выполнены также с наклоном вниз [A.M. Григорян «Вскрытие пластов многозабойными горизонтальными скважинами Изд-во «Недра», 1969, С. 84-85].A well-known design of a multilateral well, including technical columns and a production string installed above the productive formation, and in the productive part of the well, the main trunk is made with a downward slope, in which a filter is installed, attached to the bottom of the production string, and the sidetracks adjacent to the main trunk are made also tilted down [A.M. Grigoryan “Removal of reservoirs by multilateral horizontal wells Publishing house “Nedra”, 1969, pp. 84-85].
Недостатком данной конструкции является опасность выпадения и закупоривания стволов жидкостями, содержащимися в пластовом газе, что требует проводить трудоемкие операции по периодической промывке боковых стволов с извлечением из скважины хвостовика.The disadvantage of this design is the risk of loss and clogging of wells with liquids contained in the reservoir gas, which requires labor-intensive operations for periodic washing of sidetracks with the extraction of the liner from the well.
Техническая проблема, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка надежной конструкции многозабойной газовой скважины, обеспечивающая повышение эффективности эксплуатации скважин за счет выноса жидкости, содержащейся в пластовом газе из стволов, расположенных в продуктивном пласте, позволяющая увеличить межремонтный период эксплуатации скважин.The technical problem to be solved by the present invention is the development of a reliable design of a multilateral gas well, which improves the efficiency of well operation due to the removal of fluid contained in the formation gas from the wells located in the productive formation, which makes it possible to increase the overhaul period of well operation.
Технический результат создания изобретения состоит в повышении надежности конструкции многозабойной газовой скважины для эффективной добычи.The technical result of the creation of the invention is to increase the reliability of the design of a multilateral gas well for efficient production.
Указанный технический результат достигается тем, что конструкция многозабойной газовой скважины содержит основной и по меньшей мере один боковой стволы, при этом основной ствол закреплен техническими колоннами, эксплуатационной колонной и хвостовиком, нижний торец эксплуатационной колонны установлен наклонно непосредственно над кровлей продуктивного пласта, а стыки основного и по меньшей мере одного бокового стволов размещены над подошвой продуктивного пласта, причем основной и по меньшей мере один боковой стволы после стыков выполнены с поднятием забоев к кровле продуктивного пласта, при этом хвостовик содержит участок сплошных труб, расположенный в нисходящей части основного ствола от торца эксплуатационной колонны до места стыка с боковым стволом и далее участок фильтровых труб до забоя основного ствола, расположенного у кровли пласта.The specified technical result is achieved in that the design of a multilateral gas well contains a main and at least one lateral wellbore, while the main wellbore is fixed with technical columns, a production string and a liner, the lower end of the production string is installed obliquely directly above the roof of the productive formation, and the joints of the main and at least one sidetrack is placed above the bottom of the productive formation, and the main and at least one sidetrack after the joints are made with bottomholes raised to the roof of the productive formation, while the liner contains a section of continuous pipes located in the descending part of the main bore from the end of the production string to the junction with the lateral wellbore and then the section of the filter pipes to the bottom of the main wellbore, located at the top of the formation.
Возможен вариант, в котором боковой ствол выполнен с отклонением в противоположную сторону от основного ствола.A variant is possible, in which the side shaft is made with a deviation in the opposite direction from the main shaft.
Существует вариант, в котором по меньшей мере два боковых ствола выполнены с разводкой относительно основного ствола в противоположные стороны.There is a variant in which at least two lateral shafts are made with wiring relative to the main shaft in opposite directions.
Таким образом, благодаря выполнению предлагаемой конструкции основного и боковых стволов и их размещения в продуктивном пласте движение пластовой жидкости происходит целенаправленно от кровли к подошве к месту стыка стволов, откуда удаляется суммарным потоком газа из основного и боковых стволов, что обеспечивает надежную, эффективную и долговременную работу скважины.Thus, due to the implementation of the proposed design of the main and lateral wells and their placement in the reservoir, the movement of the formation fluid occurs purposefully from the roof to the bottom to the junction of the wells, from where it is removed by the total gas flow from the main and lateral wells, which ensures reliable, efficient and long-term operation. wells.
Сущность заявляемого изобретения поясняется фигурами и нижеследующим описанием.The essence of the claimed invention is illustrated by the figures and the following description.
На фиг.1 схематично изображена конструкция многозабойной скважины.Figure 1 schematically shows the design of multilateral wells.
На фиг.2 и фиг.3 схематично представлены варианты планов разводки основного и боковых стволов.Figure 2 and figure 3 schematically shows the options for distributing the main and sidetracks.
На фиг.4 и фиг.5 схематично показаны варианты пространственного расположения стволов и их проекции.Figure 4 and figure 5 schematically shows the options for the spatial arrangement of the trunks and their projections.
Конструкция многозабойной газовой скважины (фиг.1) включает основной ствол 1, закрепленный в верхней части техническими колоннами 2 и эксплуатационной колонной 3, нижний конец которой установлен наклонно непосредственно над кровлей продуктивного пласта 4. В продуктивном пласте часть 5 основного ствола 1 размещена от нижнего конца эксплуатационной колонны 3 до забоя, расположенного у кровли пласта. Нисходящий участок части 5 опущен до подошвы продуктивного пласта 4, из которого последовательно выполнены боковые стволы 6 и 7 с поднятием их забоев до кровли продуктивного пласта 4. Часть 5 основного ствола 1 после стыка с последним боковым стволом 7 выполняется с поднятием забоя к кровле продуктивного пласта 4. В части 5 основного ствола 1 установлен хвостовик 8, герметично прикрепленный к низу эксплуатационной колонны 3. Хвостовик 8 содержит участок сплошных труб, расположенный в нисходящей части основного ствола от торца эксплуатационной колонны 3 до места стыка с боковым стволом 6 и далее участок фильтровых труб до забоя основного ствола 1, расположенного у кровли продуктивного пласта 4. Боковой ствол 6 в случае одного бокового ствола (фиг.2) и боковые стволы 6 и 7 в случае нескольких боковых стволов (фиг.3) наряду с поднятием вверх выполнены с отклонением в противоположную сторону от основного ствола. Аналогично пространственное положение стволов и их проекций показаны соответственно на фиг.4 и фиг.5.The design of a multilateral gas well (figure 1) includes the
Заявленная конструкция многозабойной газовой скважины работает следующим образом (фиг.1).The claimed design multilateral gas wells works as follows (figure 1).
Для добычи газа в скважине создается депрессия на пласт, наибольшее значение которой соответствует началу участка фильтровых труб хвостовика 8.For gas production in the well, a drawdown is created on the reservoir, the largest value of which corresponds to the beginning of the section of the filter pipes of the
Под действием возникшей разности давлений в пласте и в начале участка фильтровых труб хвостовика 8 и силы гравитации движение газа с содержащимися в нем жидкостями происходит следующим образом:Under the influence of the resulting pressure difference in the reservoir and at the beginning of the section of the filter pipes of the
- на нисходящей части 5 основного ствола 1 от нижнего торца эксплуатационной колонны 3 газ по кольцевому пространству перемещается вниз к началу участка фильтровых труб хвостовика 8;- on the descending
- на восходящей части 5 основного ствола 1 газ из пласта поступает в фильтровые трубы хвостовика 8 и перемещается к их началу;- on the
- по боковым стволам 6 и 7 газ движется из пласта к месту стыка основного 1 и боковых стволов 6 и 7 (к началу фильтровой части).- along the
Движение газа с пластовой жидкостью показано стрелками (фиг.1). В месте стыков основного 1 и боковых стволов 6 и 7 потоки газа суммируются, скорость движения на участке сплошных труб хвостовика 8 увеличивается, что позволяет поднять жидкую фазу на поверхность по лифтовой колонне (на фиг.1 не показано).The movement of gas with formation fluid is shown by arrows (figure 1). At the junction of the main 1 and
Для того, чтобы уменьшить интерференцию боковых и основного стволов, разводка боковых стволов выполнена в противоположные стороны от основного ствола, а вход газа в хвостовик из нисходящей части основного ствола происходит в месте стыка основного и боковых стволов. Таким образом, создается саморегулируемая система, в которой в месте сбора потоков газа возникает депрессия, одинаковая для всех стволов, величина которой целенаправленно регулируется изменением давления на устье скважины.In order to reduce the interference of the lateral and main wellbores, the sidetracks are set in opposite directions from the main wellbore, and the gas enters the liner from the descending part of the main wellbore at the junction of the main and lateral wellbore. Thus, a self-regulating system is created in which a drawdown occurs at the place where gas flows are collected, the same for all wellbores, the value of which is purposefully controlled by changing the pressure at the wellhead.
Предлагаемое техническое решение может быть осуществлено при помощи серийно выпускаемого оборудования, материалов и стандартных технологий. Примеры реализации предлагаемого изобретения.The proposed technical solution can be implemented using commercially available equipment, materials and standard technologies. Examples of implementation of the invention.
Пример 1. Конструкция многозабойной газовой скважины включает технические колонны (кондуктор диаметром 324 мм, промежуточную колонну диаметром 245 мм), эксплуатационную колонну диаметром 178 мм, хвостовик диаметром 114 мм, установленный в основном стволе, и открытые боковые стволы диаметрами от 139,7 до 152,4 мм, примыкающие к хвостовику. Добыча газа производится по лифтовой колонне диаметром 114 мм. Кондуктор и промежуточная колонна зацементированы на всю глубину спуска и изолируют интервалы возможных осложнений в скважине. Эксплуатационная колонна спущена в интервале от устья и до кровли продуктивного пласта и зацементирована на всю глубину спуска, а нижний торец установлен наклонно к простиранию кровли продуктивного пласта. Верхние части кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн герметизированы в колонной головке ОКК2-35-178×245×324. В основном стволе в продуктивной части пласта установлен хвостовик, состоящий из участка сплошных труб и участка фильтровых труб. Верхняя часть хвостовика оборудована подвеской хвостовика ПХН 114/178, с помощью которой герметично закреплена в нижней части эксплуатационной колонны. Участок сплошных труб хвостовика установлен в нисходящую часть ствола над подошвой продуктивного пласта до места стыка с боковым стволом, а далее участок фильтровых труб до забоя основного ствола, расположенного у кровли пласта. Лифтовая колонна в нижней части герметично стыкуется с подвеской хвостовика, а верхняя часть закрепляется в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-100/100×35, которая монтируется на колонной головке.Example 1. The design of a multilateral gas well includes technical strings (a conductor with a diameter of 324 mm, an intermediate string with a diameter of 245 mm), a production string with a diameter of 178 mm, a liner with a diameter of 114 mm installed in the main bore, and open sidetracks with a diameter of 139.7 to 152 .4 mm adjacent to the shank. Gas production is carried out through a tubing with a diameter of 114 mm. The conductor and the intermediate string are cemented to the full depth of the descent and isolate the intervals of possible complications in the well. The production string is lowered in the interval from the mouth to the top of the productive formation and cemented to the entire depth of the descent, and the lower end is set obliquely to the strike of the roof of the productive formation. The upper parts of the conductor, intermediate and production strings are sealed in the casing head OKK2-35-178×245×324. A liner is installed in the main wellbore in the productive part of the formation, consisting of a section of solid pipes and a section of filter pipes. The upper part of the liner is equipped with a liner hanger ПХН 114/178, with which it is hermetically fixed in the lower part of the production string. A section of solid liner pipes is installed in the descending part of the wellbore above the bottom of the productive formation to the junction with the sidetrack, and then a section of filter pipes to the bottom of the main wellbore located at the top of the formation. The lift string in the lower part is hermetically joined to the liner hanger, and the upper part is fixed in the pipe head of the AF6-100/100×35 X-mas tree, which is mounted on the string head.
Пример 2. Конструкция многозабойной газовой скважины включает кондуктор диаметром 324 мм, эксплуатационную колонну диаметром 245 мм и хвостовик диаметром 168 мм, установленный в продуктивном пласте и открытые боковые стволы диаметром от 190,5 до 220,7 мм, примыкающие к хвостовику. Добыча газа производится по лифтовой колонне диаметром 168 мм. Кондуктор и эксплуатационная колонна зацементированы на всю глубину спуска. Нижний торец эксплуатационной колонны установлен наклонно к простиранию кровли продуктивного пласта. Верхние части кондуктора и эксплуатационной колонны герметизированы в колонной головке ОКК1-21-245×324. В основном стволе в продуктивной части пласта установлен хвостовик, состоящий из участка сплошных труб и участка фильтровых труб. Верхняя часть хвостовика оборудована подвеской хвостовика ПХН 168/245, с помощью которой герметично закреплена в нижней части эксплуатационной колонны. Участок сплошных труб хвостовика установлен в нисходящую часть ствола над подошвой продуктивного пласта до места стыка с боковым стволом, а далее участок фильтровых труб до забоя основного ствола, расположенного у кровли пласта. Лифтовая колонна в нижней части герметично стыкуется с подвеской хвостовика, а верхняя часть закрепляется в трубной головке фонтанной арматуры АФ6-150×150×21, которая монтируется на колонной головке.Example 2. The design of a multilateral gas well includes a conductor with a diameter of 324 mm, a production string with a diameter of 245 mm and a liner with a diameter of 168 mm installed in a productive formation and open sidetracks with a diameter of 190.5 to 220.7 mm adjacent to the liner. Gas production is carried out through a tubing with a diameter of 168 mm. The conductor and production casing are cemented to the full depth of the descent. The lower end of the production casing is installed obliquely to the strike of the roof of the productive formation. The upper parts of the conductor and the production string are sealed in the casing head OKK1-21-245×324. A liner is installed in the main wellbore in the productive part of the formation, consisting of a section of solid pipes and a section of filter pipes. The upper part of the liner is equipped with a liner hanger PKhN 168/245, with which it is hermetically fixed in the lower part of the production string. A section of solid liner pipes is installed in the descending part of the wellbore above the bottom of the productive formation to the junction with the sidetrack, and then a section of filter pipes to the bottom of the main wellbore located at the top of the formation. The lift string in the lower part is hermetically joined to the liner hanger, and the upper part is fixed in the pipe head of the AF6-150×150×21 X-mas tree, which is mounted on the string head.
При реализации предлагаемых многозабойных газовых скважин снижаются затраты на их строительство, так как не требуется привлечения дополнительного оборудования и материалов для очистки скважин и увеличивается межремонтный период эксплуатации скважин путем своевременного удаления жидкой фазы из основного и боковых стволов, а дебит сохраняется на протяжении длительного времени. В результате этого накопленная добыча газа увеличивается в 1,3-1,5 раза.When implementing the proposed multilateral gas wells, the costs of their construction are reduced, since it does not require the involvement of additional equipment and materials for cleaning wells and the overhaul period of well operation is increased by timely removal of the liquid phase from the main and sidetracks, and the flow rate is maintained for a long time. As a result, the cumulative gas production increases by 1.3-1.5 times.
Заявляемая конструкция многозабойной газовой скважины обеспечивает надежную работу скважины, которая позволяет существенно повысить эффективность эксплуатации скважин за счет своевременного удаления жидкой фазы из основного и боковых стволов, при этом увеличивается межремонтный период эксплуатации скважины и накопленная добыча.The proposed design of a multilateral gas well ensures reliable operation of the well, which can significantly increase the efficiency of well operation due to the timely removal of the liquid phase from the main and sidetracks, while increasing the overhaul period of the well and cumulative production.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021136138A RU2771354C1 (en) | 2021-12-07 | 2021-12-07 | Construction of multi-hole gas well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021136138A RU2771354C1 (en) | 2021-12-07 | 2021-12-07 | Construction of multi-hole gas well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2771354C1 true RU2771354C1 (en) | 2022-05-04 |
Family
ID=81459018
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021136138A RU2771354C1 (en) | 2021-12-07 | 2021-12-07 | Construction of multi-hole gas well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2771354C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2205935C1 (en) * | 2001-09-20 | 2003-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of multiple hole construction |
| RU2386775C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of conduction, fixation and development of multidirectional well |
| RU137662U1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | STRUCTURE OF A MULTIPLEBED GAS WELL |
| US10815766B2 (en) * | 2015-02-27 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Vertical drilling and fracturing methodology |
-
2021
- 2021-12-07 RU RU2021136138A patent/RU2771354C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2205935C1 (en) * | 2001-09-20 | 2003-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of multiple hole construction |
| RU2386775C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of conduction, fixation and development of multidirectional well |
| RU137662U1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | STRUCTURE OF A MULTIPLEBED GAS WELL |
| US10815766B2 (en) * | 2015-02-27 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Vertical drilling and fracturing methodology |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| A.M. ГРИГОРЯН, "Вскрытие пластов многозабойными горизонтальными скважинами, Москва: "Недра", 1969, С. 84-85. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4533182A (en) | Process for production of oil and gas through horizontal drainholes from underground workings | |
| US10113393B2 (en) | Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production | |
| US5127457A (en) | Method and well system for producing hydrocarbons | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| CN101787854A (en) | Subsection well completion system of bottom water reservoir horizontal well | |
| US4573540A (en) | Method for drilling deviated wellbores | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| CA2762439C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| GB2311312A (en) | Well system | |
| WO2004053291A1 (en) | Downhole separation of oil and water | |
| WO2018165759A2 (en) | Releasable tool for effecting coupling within a wellbore | |
| WO2004065917A2 (en) | Multi-lateral well with downhole gravity separation | |
| RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
| US20200256179A1 (en) | Systems and apparatuses for downhole separation of gases from liquids | |
| RU2771354C1 (en) | Construction of multi-hole gas well | |
| US4825944A (en) | Gravel pack completion for in situ leach wells | |
| US20200240254A1 (en) | Gas separator | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2001122000A (en) | METHOD FOR DEVELOPING GAS-OIL DEPOSITS | |
| EP2964873B1 (en) | Wireline assisted coiled tubing portion and method for operation of such a coiled tubing portion | |
| RU2378495C2 (en) | Well filter installation method | |
| US20180363429A1 (en) | Plunger lift assembly | |
| RU2002113778A (en) | The method of production of high viscosity oil | |
| RU2279539C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2363838C1 (en) | Procedure for development of bitumen deposits |