RU2787503C1 - Method for developing deposits in layered reservoirs - Google Patents
Method for developing deposits in layered reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2787503C1 RU2787503C1 RU2022130723A RU2022130723A RU2787503C1 RU 2787503 C1 RU2787503 C1 RU 2787503C1 RU 2022130723 A RU2022130723 A RU 2022130723A RU 2022130723 A RU2022130723 A RU 2022130723A RU 2787503 C1 RU2787503 C1 RU 2787503C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- interlayers
- productive
- production
- opening
- wells
- Prior art date
Links
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 41
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных слоистых коллекторах, разобщенных непроницаемыми пропластками.The invention relates to the oil and gas industry, namely the development of oil deposits in carbonate and terrigenous layered reservoirs separated by impermeable interlayers.
Известен способ сооружения скважин с отдаленным забоем (патент RU № 2295024, МПК Е21В 7/04, опубл. 10.03.2007 Бюл. № 7) преимущественно при разработке нефтегазовых месторождений, расположенных под водоохранной зоной или акваторией арктического шельфа, заключающийся в строительстве на допустимом расстоянии от береговой линии шурфа с установкой в нем направления, проводке из-под него в проектном азимуте на минимально допустимом расстоянии от поверхности земли и/или дна акватории или по дну акватории траншейным и/или бестраншейным методом горизонтального участка ствола скважины под горизонтальное направление длиной, обеспечивающей последующее бурение с заданным зенитным углом наклонно направленного участка ствола скважины до вскрытия продуктивного пласта в проектной точке, причем в процессе проводки скважины осуществляют прокладку и/или протаскивание пучка труб, которые являются элементами горизонтального направления, кондукторов и обсадных колонн, а упомянутый пучок труб заканчивается искривленным вниз на заданный зенитный угол участком, угол кривизны которого соответствует траектории вышеуказанного наклонно направленного участка ствола скважины.A known method of constructing wells with a remote bottom hole (patent RU No. 2295024, IPC
Недостатками данного способа являются сложность строительства и большие непродуктивные производственные затраты материалов (обсадных труб, цемента и т.п.) на реализацию, связанные с необходимостью строительства сложного по строению забоя и продолжительного горизонтального участка, не вовлеченного в процесс добычи продукции.The disadvantages of this method are the complexity of construction and the large unproductive production costs of materials (casing pipes, cement, etc.) for implementation, associated with the need to build a complex bottomhole structure and a long horizontal section not involved in the production process.
Известен также способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах (патент RU № 2387815, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.04.2010 Бюл. № 12), включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину, причем выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно-допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости.There is also a known method of developing oil deposits in layered carbonate reservoirs (patent RU No. 2387815, IPC E21B 43/20, publ. liquids through vertical injection wells and product extraction through a branched horizontal production well, and at least two thin carbonate reservoirs are identified, coinciding in plan, located in close proximity to each other, separated by clay interlayers-bridges, specifying the distribution of oil-saturated thicknesses of reservoirs according to the area of the deposit, select areas with maximum allowable effective oil-saturated thickness of reservoirs of at least two meters each, then drill a branched horizontal well for the simultaneous development of two or more reservoirs, place horizontal wells in the most permeable intervals of reservoirs, and the trunks are carried out in the direction of increasing effective oil-saturated thicknesses, and the length of the trunks is taken inversely proportional to their permeability.
Недостатками данного способа являются сложность строительства и большие непродуктивные производственные затраты материалов (обсадных труб, цемента и т.п.) на реализацию, связанные с необходимостью строительства сложного по строению забоя и продолжительного горизонтального участка, не вовлеченного в процесс добычи продукции.The disadvantages of this method are the complexity of construction and the large unproductive production costs of materials (casing pipes, cement, etc.) for implementation, associated with the need to build a complex bottomhole structure and a long horizontal section not involved in the production process.
Недостатками данного способа являются сложность строительства разветвлённых стволов скважины (с отдельным горизонтальным забоем для каждого пласта-коллектора) и большие непродуктивные затраты времени и технических средств вследствие необходимости установки профильного перекрывателя на против каждого глинистого прослоя-перемычки.The disadvantages of this method are the complexity of building branched wellbores (with a separate horizontal bottomhole for each reservoir) and large unproductive time and technical costs due to the need to install a profile blocker against each clay interlayer-bridge.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2578090, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/20, опубл. 20.03.2016 Бюл. № 8), включающий разбуривание залежи вертикальными и горизонтальными многозабойными скважинами по технологической сетке с формированием элементов разработки, включающих в каждом нагнетательную и добывающие скважины, циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости, проведение гидродинамических исследований и поддержание пластового давления в зоне отбора на уровне первоначального, причем перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе, на участках формируют элементы, вскрывая эти пласты и/или пропластки вертикальными нагнетательными скважинами, в каждом элементе бурят две многозабойные скважины с горизонтальным окончанием в каждом пласте и/или пропластке по двум противоположным сторонам элемента длиной, равной 80-96% от длины стороны элемента, в нагнетательных скважинах разделяют продуктивные пласты и/или пропластки управляемыми пакерами для дифференциации давления нагнетания по каждому из пластов и/или пропластков в зависимости от их фильтрационно-емкостных свойств, бурят дополнительную добывающую скважину в элементах, горизонтальные участки которой расположены в каждом из пластов и/или пропластков в сторону нагнетательных скважин до сообщения с соответствующей нагнетательной скважиной в соответствующем пласте и/или пропластке, участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной на расстоянии не более 40-60 м, а устье добывающей скважины изолируют так, чтобы зона отбора составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт, при этом нагнетательные скважины оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента в каждый из вскрытых пластов и/или пропластков соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции.The closest in technical essence is the method of developing an oil deposit (patent RU No. 2578090, IPC E21V 43/14, E21V 43/20, publ. the formation of development elements, including injection and production wells in each, cyclic injection of a working reagent through injection wells and product extraction through production wells, measurements of oil, water and injected fluid production, hydrodynamic studies and maintenance of reservoir pressure in the extraction zone at the initial level, moreover Before drilling a deposit with an areal development system, sections with two or more productive formations and/or interlayers are identified in the section, elements are formed in the sections by opening these formations and/or interlayers with vertical injection wells, two multilateral wells are drilled in each element with a horizontal ending in a in the next reservoir and/or interlayer along two opposite sides of the element with a length equal to 80-96% of the length of the side of the element, productive reservoirs and/or interlayers are separated in injection wells by controlled packers to differentiate the injection pressure for each of the reservoirs and/or interlayers, depending on their reservoir properties, an additional production well is drilled in the elements, the horizontal sections of which are located in each of the formations and / or interlayers towards the injection wells before communicating with the corresponding injection well in the corresponding formation and / or interlayer, the section of each horizontal wellbore is equipped with a blind packer , providing isolation and separating the bottomhole from the injection well at a distance of no more than 40-60 m, and the wellhead of the production well is isolated so that the selection zone is 5-24% of the length of the entire horizontal section from the entry point into the formation, while the injection wells are equipped with devices for simultaneously-separately th injection of a working agent into each of the exposed formations and/or interlayers of the respective wells with periods and pressures that ensure maximum pressure recovery in the extraction zone during oil displacement and do not lead to premature watering of the produced product.
Недостатками данного способа являются сложность строительства разветвлённых стволов скважины (с отдельным горизонтальным забоем для каждого продуктивного пласта) и большие непродуктивные производственные затраты времени и технических средств вследствие необходимости вторичного вскрытия каждого пласта по определенной системе и установки пакеров по мере изменения фильтрационно-емкостных свойств соответствующего пласта.The disadvantages of this method are the complexity of building branched wellbores (with a separate horizontal well for each productive formation) and large unproductive production costs of time and technical means due to the need to re-open each formation according to a certain system and install packers as the reservoir properties of the corresponding formation change.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки залежи в слоистых коллекторах, позволяющего упростить строительство и сэкономить материалы за счет строительства одной скважины вскрывающий все разрабатываемые пласты или пропластки с расположением открытого (не обсаженного) горизонтального ствола в нижнем из них.The technical objective of the invention is to create a method for developing deposits in layered reservoirs, which makes it possible to simplify construction and save materials due to the construction of one well, which reveals all developed formations or interlayers with an open (not cased) horizontal wellbore in the lower one.
Техническая задача решается способом разработки залежи в слоистых коллекторах, включающим выделение участков с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе, проведение геофизических исследований продуктивных пластов и/или пропластков, их вскрытие по технологической сетке и строительство нагнетательных скважин и добывающих горизонтальных скважин, сообщенных с продуктивными пластами и/или пропластками, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления и отбор продукции через добывающие скважины с контролем обводненности добываемой продукции.The technical problem is solved by the method of developing deposits in layered reservoirs, including the selection of areas with two or more productive layers and / or interlayers in the section, conducting geophysical studies of productive layers and / or interlayers, opening them along a technological grid and building injection wells and production horizontal wells, communicated with productive formations and/or interlayers, injection of a working agent through injection wells to maintain reservoir pressure and withdrawal of products through production wells with control of the water cut of the produced product.
Новым является то, что выделяют участки с нижним наиболее продуктивным и массивным по толщине пластом и/или пропластком, при строительстве добывающей скважины вскрытие бурением производят в два этапа, первый из которых включает в себя вскрытие наклонным участком с зенитным углом 50º–85º до кровли нижнего пласта и/или пропластка с последующим его креплением цементированием обсадной колонны, а второй – вскрытие горизонтальным открытым стволом нижнего продуктивного пласта и/или пропластка с зенитным углом 85º–95º и длиной не менее 200 м, причем вторичное вскрытие интервалами перфорации производят только тех верхних продуктивных пластов и/или пропластков, у которых пластовое давление отличается не более чем 10% среднего их давления, снабжают добывающую скважину установкой для одновременно-раздельной эксплуатации – ОРЭ с размещением пакера между интервалами перфорации и открытым стволом скважины для раздельной добычи продукции из верхних и нижнего продуктивных пластов и/или пропластков.What is new is that sections with the lower most productive and massive in thickness formation and / or interlayer are distinguished; during the construction of a production well, opening by drilling is carried out in two stages, the first of which includes opening with an inclined section with a zenith angle of 50º–85º to the roof of the lower formation and/or interlayer with its subsequent fixation by cementing the casing string, and the second – opening of the lower productive formation and/or interlayer with a zenith angle of 85º–95º and a length of at least 200 m with a horizontal open hole, and only those upper productive reservoirs and/or interlayers, in which the reservoir pressure differs by no more than 10% of their average pressure, supply the production well with a unit for simultaneous-separate operation - WEM with the placement of a packer between the perforation intervals and the open hole for separate production of products from the upper and lower productive layers and/or interlayers.
На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны или показаны условноStructural elements and technological connections that do not affect the implementation of the method are not shown in the drawing or are shown conditionally
Способ проектирования разработки залежи в слоистых коллекторах включает выделение участков с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками 1, 1’ … 1i (1j) в разрезе, нижний 2 из которых наиболее продуктивен и массивен по толщине, проведение геофизических исследований продуктивных пластов и/или пропластков 1j и 2, их вскрытие по технологической сетке и строительство нагнетательных скважин (не показаны) и добывающих горизонтальных скважин 3, сообщенных с продуктивными пластами и/или пропластками 1j и 2. Причем при строительстве добывающей скважины 3 вскрытие бурением производят в два этапа, первый из которых включает в себя вскрытие наклонным участком 4 с зенитным углом a=50º–85º (чем мощнее по продуктивности и массивности верхние пласты и/или пропластки 1j , тем угол а больше для более участка ствола скважины 3 в данном пласте и/или пропластке 1j) до кровли 5 нижнего пласта и/или пропластка 2 с последующим креплением пробуренного ствола цементированием (не показано) обсадной колонны 6 , а второй – вскрытие горизонтальным открытым стволом 7 нижнего продуктивного пласта и/или пропластка 2 с зенитным углом b=85º–95º и длиной не менее L≥200 м для максимального охвата добычей продукции нижнего пласта и/или пропластка 2 в том числе и на удаленных и труднодоступных участков залежи.The method for designing the development of deposits in layered reservoirs includes the allocation of areas with two or more productive layers and / or
В ходе геофизических исследований отбрасывают те верхние пласты и пропластки 1j, у которых пластовое давление в 2 в более раз превышает остальные. У выбранных пластов и пропласков 1i определяют среднее пластовое давление (Рср) по формуле:In the course of geophysical studies, those upper layers and
где Pj – пластовое давление соответствующего выбранного пласта и/или пропластка 1j , где j от 1 до i, МПа;where P j is the formation pressure of the corresponding selected formation and/or
i – количество выбранных пластов и/или пропластков 1j.i is the number of selected layers and/or
После чего для вторичного вскрытия интервалами перфорации 8 выбирают пласты 1j с давлением соответствующему критерию:After that, for the secondary opening with
где Pj – пластовое давление соответствующего выбранного пласта и/или пропластка 1j , где j от 1 до i, МПа;where P j is the formation pressure of the corresponding selected formation and/or
Pср – среднее пластовое давление, рассчитанное по формуле [1], МПа.P cf is the average reservoir pressure calculated according to the formula [1], MPa.
В выбранных верхних продуктивных пластах и/или пропластках 1j проводят вторичное вскрытие интервалами перфорации 8. Выполнение критерия [2] полностью исключает межскважинные перетоки продукции между вскрытыми пластами и/или пропластками 1j. Аналогично производят вскрытие верхних продуктивных пластах и/или пропластках 1j и нижнего пласта и/или пропластка 2 в нагнетательных скважинах.In the selected upper productive formations and/or
Добывающую горизонтальную скважину 3 снабжают установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ – показана условно) 9 с размещением пакера 10 между интервалами перфорации 8 и открытым стволом 7 этой скважины 3 для раздельной добычи продукции из верхних 1j и нижнего 2 продуктивных пластов и/или пропластков. Закачку рабочего агента производят через нагнетательные скважины для поддержания пластового давления в продуктивных пластах и/или пропластках 1j и 2.Producing
Строительство одной горизонтальной скважины значительно экономит время (примерно в 2,5 – 4 раза на месторождениях Республики Татарстан – РТ) и материалы (примерно в 1,6 – 3 раза на месторождениях РТ) на строительство добывающей скважины 3. А прохождение ствола в два этапа под зенитными углами a и b практически полностью исключает потерю в объёмах добычи продукции из пластов и/или пропластков 1j и 2.The construction of one horizontal well significantly saves time (approximately 2.5 - 4 times in the fields of the Republic of Tatarstan - RT) and materials (approximately 1.6 - 3 times in the fields of the Republic of Tatarstan) for the construction of production well 3. And the passage of the shaft in two stages under zenith angles a and b almost completely eliminates the loss in production volumes of products from layers and / or
На конструкцию, способ установки и эксплуатацию оборудования для ОРЭ авторы не претендуют, так как они известны в большом количестве из открытых источников (например, см. патенты RU №№ 2313659, 2405935, ПМ 165807 или т.п.).The authors do not claim the design, installation method and operation of equipment for the WEM, since they are known in large numbers from open sources (for example, see patents RU No. 2313659, 2405935, PM 165807, etc.).
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
В ходе геофизических исследований определили залежи в слоистых коллекторах месторождений РТ с тремя продуктивными карбонатными пластами верхний Верейский горизонт 1, 1’ … 1i (1j) со средним пластовым давлением 6,2 МПа, эффективная нефтенасыщенная толщина 1,6 м, нижний пласт 2 – Башкирский ярус с пластовым давлением 6,8 МПа, эффективная нефтенасыщенная толщина 4,7 м, бурят добывающую горизонтальную скважину 3, вскрывают продуктивные пласты 1i и 2. Вскрытие добывающей скважины 3 бурением произвели в два этапа, первым вскрыли верейский горизонт 4 с зенитным углом a=55º до кровли 5 башкирского яруса 2 пробуренный ствол цементируют (не показано) обсадной колонной 6, а вторым вскрыли башкирский ярус 2 горизонтальным открытым стволом без обсаживания эксплуатационной колонной 7 с зенитным углом b=89º и длиной L=1750 м для максимального охвата добычей башкирского яруса 2 (определено эмпирическим путем). Выбрали все верхние пласты 1, 1’ … 1i верейского горизонта, так как они укладываются все в интервал с давлением Pj = 6,2±3% МПа (менее 10%). Провели вторичное вскрытие всех пластов 1, 1’ … 1i верейского горизонта интервалами перфорации 8, в добывающей горизонтальной скважине 3 установили установку для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ – показана условно) 9 и установили пакер 10 между интервалами перфорации 8 и открытым стволом 7 скважины 3 для раздельной добычи продукции из верхнего – верейского горизонта 1j и нижнего башкирского яруса 2. Нагнетательные скважины (сообщёнными гидравлически с добывающей скважинной 3) пробурили вертикальными и вскрыли все пласты верхнего – верейского горизонта 1j и нижнего башкирского яруса 2, на всю длину были укреплены обсадными колоннами (не показаны) при помощи цементирования. Вторичном вскрытием добились сообщения нагнетательной скважины с пластами 1j и 2, установили пакер (не показан) между пластами 1j и 2 с установкой для одновременно-раздельной закачки (не показан – авторы на него не претендуют) рабочего агента. Через нагнетательные скважины осуществили закачку рабочего агента во все пласты 1j и 2, а через скважину 3 – отбор продукции из всех пластов 1j и 2.In the course of geophysical studies, deposits were identified in layered reservoirs of the RT fields with three productive carbonate formations, the upper
Затраты на строительство данной скважины были ниже по сравнению с многозабойными скважинами (см. наиболее близкий аналог) в 3,7 раза, материалов – в 2,6 раза. При этом скорость проходки (бурения скважины) сократилась в 2,3 раза по сравнению с наиболее близким аналогом Продуктивность верхних пластов – верейского горизонта выросла в 3 раза, так как охватывает три пласта, а нижнего – башкирского яруса увеличилась в 1,1 раза за счет охвата удаленных невыработанных участков нижнего пласта.The cost of construction of this well was 3.7 times lower compared to multilateral wells (see the closest analogue) and 2.6 times lower for materials. At the same time, the rate of penetration (drilling of a well) decreased by 2.3 times compared to the closest analogue. coverage of remote undeveloped areas of the lower layer.
Предлагаемый способ разработки залежи в слоистых коллекторах позволяет упростить строительство и сэкономить материалы за счет строительства одной скважины вскрывающий все разрабатываемые пласты или пропластки с расположением открытого (не обсаженного) горизонтального ствола в нижнем из них.The proposed method for developing a deposit in layered reservoirs makes it possible to simplify construction and save materials by building one well that penetrates all developed formations or interlayers with an open (not cased) horizontal well in the lower one.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2787503C1 true RU2787503C1 (en) | 2023-01-09 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3871450A (en) * | 1974-04-17 | 1975-03-18 | Dresser Ind | Dual string circulating valve |
RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
RU2578090C1 (en) * | 2015-02-13 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
GB2593409A (en) * | 2020-11-04 | 2021-09-22 | Viking Completion Tech Fzco | Improvements in or relating to providing isolation between hydrocarbon producing zones in subterranean oil wells |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3871450A (en) * | 1974-04-17 | 1975-03-18 | Dresser Ind | Dual string circulating valve |
RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
RU2578090C1 (en) * | 2015-02-13 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
GB2593409A (en) * | 2020-11-04 | 2021-09-22 | Viking Completion Tech Fzco | Improvements in or relating to providing isolation between hydrocarbon producing zones in subterranean oil wells |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ИВАНОВСКИЙ В.Н. Одновременно-раздельная эксплуатация и "интеллектуализация" скважин: вчера, сегодня, завтра, Инженерная практика, 2010, N 1, с. 4-15. Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной, найдено в Интернет https://studfile.net/preview/2827809/page:10/ [он-лайн] [найдено 12.12.2022], дата публикации 02.04.2015 в соответствии с сайтом https://web.archive.org/web/2/https://studfile.net/preview/2827809/page:10/. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Bosworth et al. | Key issues in multilateral technology | |
RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
MX2007008515A (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation. | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
RU2305758C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2387815C1 (en) | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs | |
GB2327695A (en) | Hydrocarbon production using multilateral wellbores. | |
US20200131873A1 (en) | Releasable tool for effecting coupling within a wellbore | |
RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
RU2787503C1 (en) | Method for developing deposits in layered reservoirs | |
RU2536523C1 (en) | Development of multi-zone gas field | |
RU2382166C1 (en) | Method of drilling-in | |
RU2657307C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
RU2803347C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
RU2803344C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits |