RU2684557C1 - Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development - Google Patents
Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2684557C1 RU2684557C1 RU2018114205A RU2018114205A RU2684557C1 RU 2684557 C1 RU2684557 C1 RU 2684557C1 RU 2018114205 A RU2018114205 A RU 2018114205A RU 2018114205 A RU2018114205 A RU 2018114205A RU 2684557 C1 RU2684557 C1 RU 2684557C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- string
- horizontal
- tubing string
- offshoots
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 40
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- 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
- E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor
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. в бюл. №21 от 21.07.2017), 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.A known method of drilling a lateral oil wellbore (patent RU No. 2626103,
Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:
- во-первых, высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола, т.е. отклонения бокового ствола от заданной траектории;- firstly, a high probability of opening the aquifer and flooding of the main horizontal trunk, i.e. sidetrack deviations from a predetermined path;
- во-вторых, низкая нефтеотдача продукции из бокового ствола из-за отсутствия кислотной обработки призабойной зоны бокового ствола;- secondly, low oil recovery from the sidetrack due to the lack of acid treatment of the bottomhole zone of the sidetrack;
- в-третьих, значительные материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать. Кроме того, для зарезки бокового ствола необходимы сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляция интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания и т.д.- thirdly, significant material and financial costs associated with the fact that after drilling the main horizontal well, it is necessary to cushion it. In addition, for sidetracking, continuous cutting of the production string and cylindrical cement intervals from above and a truncated cone from below, isolation of the expansion interval by installing an easily drilled cylindrical soft metal insert longer than the length of the cutting interval, etc. are required.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ строительства многозабойной скважины (патент RU №2376438, МПК Е21В 7/04, опубл. в бюл. №35 от 20.12.2009), 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.The closest in technical essence and the achieved result is a method of constructing a multilateral well (patent RU No. 2376438,
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- во-первых, невозможно ориентировать боковые стволы перед их зарезкой из основного горизонтального ствола, что приводит к бурению бокового ствола в произвольном направлении;- firstly, it is impossible to orientate the lateral trunks before cutting them out of the main horizontal trunk, which leads to drilling of the lateral trunk in an arbitrary direction;
- во-вторых, высокая вероятность вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола, т.е. отклонения бокового ствола от заданной траектории вниз;- secondly, a high probability of opening the aquifer and flooding of the main horizontal trunk, i.e. sidetrack deviation from a given trajectory down;
- в-третьих, неэффективная обработка призабойной зоны боковых стволов раствором соляной кислоты, причем для этого необходимо спускать в скважину колонну НКТ с пакером;- thirdly, inefficient treatment of the bottom-hole zone of the sidetracks with a solution of hydrochloric acid, and for this it is necessary to lower the tubing string with a packer into the well;
- в-четвертых, низкое качество обработки призабойной зоны боковых стволов, так как все боковые стволы обрабатываются раствором соляной кислоты «общим фильтром» под одним давлением, т.е. невозможно по отдельности обработать призабойную зону каждого бокового ствола скважины;- fourthly, the low quality of the treatment of the bottomhole zone of the sidetracks, since all the sidetracks are treated with a solution of hydrochloric acid "common filter" under one pressure, i.e. it is impossible to individually treat the bottom-hole zone of each side wellbore;
- в-пятых, значительные материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола необходимо его обсаживать.- fifthly, significant material and financial costs associated with the fact that after drilling the main horizontal well, it is necessary to cushion it.
Техническими задачами изобретения являются создание направления зарезки бокового ствола вправо относительно основного горизонтального ствола скважины, исключение отклонения траектории бокового ствола в процессе бурения, а также повышение эффективности и качества кислотной обработки боковых стволов и снижение финансовых и материальных затрат на реализацию способа.The technical objectives of the invention are to create the direction of sidetracking to the right relative to the main horizontal wellbore, eliminating deviation of the sidetrack path during drilling, as well as increasing the efficiency and quality of acid treatment of sidetracks and reducing financial and material costs for implementing the method.
Поставленные технические задачи решаются способом расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов, включающим бурение основного горизонтального и боковых стволов, кислотную обработку боковых стволов.The stated technical problems are solved by expanding the drainage area of the horizontal wellbore by acid treatment of distant sections of the reservoir with the creation of side channels, including drilling the main horizontal and sidetracks, acidizing the sidetracks.
Новым является то, что 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 new one is that before drilling sidetracks at the mouth of a horizontal well with an open wellbore, the assembly is assembled from bottom to top: a telesystem, one drill pipe - UBT, a wedge diverter, lower the assembly on the tubing string — tubing into a horizontal open hole so so that the deflector wedge is in the interval of sidetracking, the deflector wedge is oriented to the right relative to the main open horizontal wellbore, then at the wellhead from below The assembly is assembled to the top: a milling cutter, a downhole motor - VZD, one drill collar, lowering the assembly into the tubing string on the flexible pipe string - GT, then cutting to the right and drilling a lateral shaft 10 m long at an angle of 2.5 ° with respect to an open horizontal shaft wells with a cutter load of up to 1.0 t, after which the drilling process is stopped and the layout is lifted on the GT string, then the GT string with the IDR and the bit at the end is lowered into the tubing string and side drilling is continued to the specified bottomhole, after reaching the bottomhole bottomhole stop the drilling process and raise the assembly to the GT from the tubing string, then lower the GT string with a spherical nozzle at the end to the depth of the drilled bottom hole of the side trunk into the tubing string and perform acid treatment of the bottom-hole zone of the side trunk by pumping hydrochloric acid into the GT string while moving the GT string up to the sidetracking interval, then, depending on the number of sidetracks, the above-described technological operations are repeated, and the pressure of the bottom-hole treatment zone is greater The wellbore may be different for each lateral wellbore.
На фигурах 1-6 схематично и последовательно показана реализация предлагаемого способа.In figures 1-6 schematically and sequentially shows the implementation of the proposed method.
Суть способа расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов заключается в следующем.The essence of the method of expanding the drainage zone of a horizontal wellbore by acid treatment of distant sections of the formation with the creation of side channels is as follows.
Бурят основной горизонтальный открытый ствол 1 скважины. До бурения боковых стволов на устье горизонтальной скважины с открытым стволом 1 (фиг. 1) снизу вверх собирают компоновку: телесистема 2, одна УБТ 3, например, диаметром 127 мм, клин-отклонитель 4.The main horizontal open hole of 1 well is drilled. Before drilling the sidetracks at the mouth of a horizontal well with an open hole 1 (Fig. 1), the layout is assembled from the bottom up: the
Спускают компоновку на колонне НКТ 5, например, диаметром 89 мм в горизонтальный открытый ствол 1 так, чтобы клин-отклонитель 4 находился в интервале зарезки бокового ствола скважины, например, в интервале 250 м (интервалы установки клина-отклонителя 4 определяют по плану работ).The assembly is lowered on the
В качестве клина-отклонителя 4 применяют любой известный клин-отклонитель, позволяющий отклонять колонну НКТ с компоновкой под углом 2,5° по отношению к основному открытому горизонтальному стволу 1 скважины.As the deflecting
Посредством телесистемы и с помощью геофизической партии производят ориентирование клина-отклонителя в направлении вправо относительно основного открытого горизонтального ствола 1 скважины.Using the telesystem and using the geophysical lot, the deflector wedge is oriented in the right direction relative to the main open
При этом телесистема 2 отправляет сигнал на устье скважины (на фиг. 1-6 не показано), который принимает станция геофизической партии, одновременно поворачивают колонну НКТ 5 диаметром 89 мм с компоновкой с устья скважины вправо с расхаживанием и остановкой в течение 4-5 мин. При приеме сигнала с телесистемы 2 на станции геофизической партии достигают запланированного направления вправо 90° (фиг. 2) относительно основного открытого горизонтального ствола 1 скважины.In this case, the
Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку (фиг. 3): фреза 6, ВЗД 7, одна УБТ 8 диаметром 60 мм. Например, используют ВЗД марки Д-55.Next, at the wellhead, the layout is assembled from bottom to top (Fig. 3):
Спускают компоновку в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм на колонне ГТ 9 со скоростью 15 м/мин без циркуляции жидкости на устье скважины с расхаживанием через каждые 500 м спуска, за 10 м до предполагаемого интервала зарезки бокового ствола скважины снижают скорость спуска до 5 м/мин.The assembly is lowered into a
Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ 9 (фиг. 3) и запускают ВЗД 7, далее производят зарезку вправо (фиг. 2) и бурение бокового ствола 10' длиной 10 м под углом 2,5° по отношению к открытому горизонтальному стволу 1 скважины с нагрузкой на фрезу до 1,0 т. В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1180 кг/м3.The process fluid is pumped into the
После чего останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на колонне ГТ 9, производят демонтаж компоновки.Then they stop the drilling process and raise the layout on the
Затем спускают в колонну НКТ диаметром 89 мм колонну ГТ 9 с ВЗД 7 (фиг. 4) и долотом 11 на конце до интервала за 10 м, не доходя до клина-отклонителя 4.Then, a
Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ 9 и запускают ВЗД 7.The process fluid is pumped into the
В качестве технологической жидкости используют техническую воду плотностью 1180 кг/м3.As the process fluid use industrial water with a density of 1180 kg / m 3 .
Продолжают бурение бокового ствола 10' до заданного забоя 12, например, 50 м.The sidetrack 10 'is continued to be drilled to a predetermined
После достижения забоя 12 бокового ствола 10' останавливают процесс бурения и поднимают компоновку на ГТ 9 из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.After reaching the
Далее спускают в колонну НКТ 5 диаметром 89 мм колонну ГТ 9 со сферической насадкой 13 (фиг. 5) на конце до глубины 35 м пробуренного забоя 12 бокового ствола 10' и производят обработку призабойной зоны бокового ствола 10' закачкой раствора соляной кислоты в колонну ГТ 9 с одновременным перемещением колонны ГТ 9 вверх до интервала зарезки бокового ствола 10' со скоростью 0,25 м/с.Next, a
Извлекают колонну ГТ 9 со сферической насадкой 13 на конце из колонны НКТ 5 диаметром 89 мм.The
Далее в зависимости от количества боковых стволов 10', 10n (фиг. 6) повторяют вышеописанные технологические операции, начиная со сборки компоновки: телесистема 2, одна УБТ 3, клин-отклонитель 4 - и заканчивая извлечением колонны ГТ 9 со сферической насадкой 13 на конце.Further, depending on the number of sidetracks 10 ', 10 n (Fig. 6), the above technological operations are repeated, starting with the assembly assembly:
Давление обработки призабойной зоны боковых стволов 10', 10n может быть различным для каждого бокового ствола 10', 10n в зависимости от проницаемости пород. Например, призабойную зону бокового ствола 10' обрабатывают под давлением 8,0 МПа, а призабойную зону бокового ствола 10n - под давлением 10,0 МПа.The processing pressure of the bottomhole zone of the
Реализация предлагаемого способа позволяет производить ориентирование боковых стволов скважины перед их зарезкой из основного горизонтального ствола скважины в правом направлении (фиг. 2) на 2,5° относительно основного открытого горизонтального ствола 1 скважины.Implementation of the proposed method allows the orientation of the lateral wellbores before they are cut from the main horizontal wellbore in the right direction (Fig. 2) by 2.5 ° relative to the main open
Сориентированный вправо относительно основного открытого горизонтального ствола 1 скважины боковой ствол исключает отклонение последнего по азимуту от заданной траектории. Это гарантированно исключает вскрытие водоносного пласта и обводнения основного открытого горизонтального ствола.Oriented to the right relative to the main open
Повышается эффективность обработки призабойной зоны боковых стволов раствором соляной кислоты за счет закачки под давлением через насадку, спущенную в боковой ствол скважины на колонне ГТ, раствора соляной кислоты с одновременным перемещением колонны ГТ.The efficiency of processing the bottom-hole zone of the sidetracks with a solution of hydrochloric acid is increased due to injection under pressure through the nozzle, lowered into the sidetrack of the well on the GT string, of the hydrochloric acid solution while moving the GT string.
Повышается качество обработки боковых стволов, так как призабойная зона каждого бокового ствола скважины обрабатывается под индивидуальным значением давления.The quality of processing of the sidetracks is increased, since the bottom-hole zone of each sidetrack is processed under an individual pressure value.
Снижаются материальные и финансовые затраты, связанные с тем, что после бурения основного горизонтального ствола скважины отсутствует необходимость его обсаживать. Кроме того, при выполнении боковых стволов скважины последовательно используют сначала фрезу, затем долото, а после этого производят кислотную обработку призабойной зоны боковых стволов сферической насадкой. Это сокращает продолжительность выполнения боковых стволов, а значит позволяет сэкономить материальные и финансовые средства.The material and financial costs associated with the fact that after drilling the main horizontal wellbore there is no need to casing it are reduced. In addition, when performing the sidetracks of the well, a cutter, then a chisel are sequentially used first, and then an acid treatment of the bottom-hole zone of the sidetracks with a spherical nozzle is performed. This reduces the duration of the execution of the sidetracks, and therefore allows you to save material and financial resources.
Предлагаемый способ расширения зоны дренирования горизонтального ствола скважины кислотной обработкой дальних участков пласта с созданием боковых каналов позволяет:The proposed method of expanding the drainage zone of a horizontal wellbore by acid treatment of distant sections of the formation with the creation of side channels allows you to:
- создать боковые стволы скважины в правом направлении относительно основного открытого горизонтального ствола;- create lateral wellbores in the right direction relative to the main open horizontal wellbore;
- исключить отклонение траектории бокового ствола скважины при бурении вниз;- eliminate the deviation of the trajectory of the lateral wellbore while drilling down;
- повысить эффективность и качество кислотной обработки боковых стволов скважины;- increase the efficiency and quality of acid treatment of the sidetracks;
- снизить финансовые и материальные затраты на реализацию способа.- reduce financial and material costs for the implementation of the method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018114205A RU2684557C1 (en) | 2018-04-17 | 2018-04-17 | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018114205A RU2684557C1 (en) | 2018-04-17 | 2018-04-17 | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2684557C1 true RU2684557C1 (en) | 2019-04-09 |
Family
ID=66090113
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018114205A RU2684557C1 (en) | 2018-04-17 | 2018-04-17 | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2684557C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2750805C1 (en) * | 2020-12-18 | 2021-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes |
RU2771371C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-05-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Set of assemblies for increasing the filtration area of the bottomhole zone of an open horizontal well |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2289010C1 (en) * | 2005-06-14 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Method for drilling branching boreholes in horizontal well |
RU2376438C1 (en) * | 2009-03-18 | 2009-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of multihole well construction |
RU2579042C1 (en) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of carbonate formation |
RU2599156C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft |
RU2626103C1 (en) * | 2016-05-10 | 2017-07-21 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Method of oil well offshot drilling |
RU2632836C1 (en) * | 2016-07-20 | 2017-10-10 | Павел Иванович Попов | Method to increase formation hydrocarbon yield and intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with hydraulic monitor at pressure drawdown |
-
2018
- 2018-04-17 RU RU2018114205A patent/RU2684557C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2289010C1 (en) * | 2005-06-14 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Method for drilling branching boreholes in horizontal well |
RU2376438C1 (en) * | 2009-03-18 | 2009-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of multihole well construction |
RU2579042C1 (en) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of carbonate formation |
RU2599156C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft |
RU2626103C1 (en) * | 2016-05-10 | 2017-07-21 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Method of oil well offshot drilling |
RU2632836C1 (en) * | 2016-07-20 | 2017-10-10 | Павел Иванович Попов | Method to increase formation hydrocarbon yield and intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with hydraulic monitor at pressure drawdown |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2750805C1 (en) * | 2020-12-18 | 2021-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes |
RU2771371C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-05-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Set of assemblies for increasing the filtration area of the bottomhole zone of an open horizontal well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11008843B2 (en) | System and methods for constructing and fracture stimulating multiple ultra-short radius laterals from a parent well | |
CN103867119B (en) | Coal seam reservoirs completion remodeling method | |
US20190226282A1 (en) | Drilling and stimulation of subterranean formation | |
US10352140B2 (en) | Forming multilateral wells | |
RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
US10077643B2 (en) | Method of completing and producing long lateral wellbores | |
US9926774B2 (en) | Methods of producing with multi-sidetracked mother wellbores | |
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 | |
RU2684557C1 (en) | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development | |
RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
CN104912480B (en) | Coal bed gas near-end docks the brill completion method of horizontal well | |
RU2708743C1 (en) | Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part | |
RU2709263C1 (en) | Method of drilling and development of offshoots from horizontal well | |
US20210062623A1 (en) | Perforation tool and methods of use | |
RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
RU2709262C1 (en) | Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) | |
RU2750805C1 (en) | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes | |
RU2558090C1 (en) | Horizontal well operation method | |
RU2813423C1 (en) | Multilateral well construction method | |
RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction | |
RU2587660C1 (en) | Method of drilling horizontal wells with pilot shaft | |
RU2771371C1 (en) | Set of assemblies for increasing the filtration area of the bottomhole zone of an open horizontal well | |
RU2541978C1 (en) | Well construction method | |
RU2757836C1 (en) | Method for development of a zonal-heterogeneous oil reservoir | |
RU2708747C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well |