RU2769027C1 - Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) - Google Patents
Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2769027C1 RU2769027C1 RU2021131672A RU2021131672A RU2769027C1 RU 2769027 C1 RU2769027 C1 RU 2769027C1 RU 2021131672 A RU2021131672 A RU 2021131672A RU 2021131672 A RU2021131672 A RU 2021131672A RU 2769027 C1 RU2769027 C1 RU 2769027C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- formation
- production
- well
- aquifer
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 43
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 55
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 10
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 41
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 7
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 5
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой. Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой включает строительство скважины с цементированием обсадной колонны. Проводят вторичное вскрытие обсадной колонны против продуктивной зоны в верхней части, с последующим определением пластовых давлений. Проводят вскрытие нижней части напротив водоносной зоны пласта. Разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне. Спускают колонны лифтовых труб с насосом, располагающимся выше пакера. Спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере. Осуществляют вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону пласта. Закачивают в водоносную зону по дополнительной колонне труб технологическую жидкость. Скважину в продуктивном пласте строят наклонной, нисходящей к забою, с зенитным углом скважины, обеспечивающим расстояние между вскрытиями в верхней и нижней частях, что исключает между ними перетоки технологической жидкости. В качестве технологической жидкости выбирают вытесняющий агент, химически нейтральный к воде и продукции пласта, что исключает кольматацию пласта. Объем вытесняющего агента и режимы его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из пласта. Технический результат заключается в интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой, включая пласты с толщинами менее 50 метров. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой.
Известно устройство для добычи тяжелой вязкой нефти (патент RU № 2305761, МПК 43/24, опубл. 10.09.2007, Бюл. № 25), содержащее эксплуатационную колонну с рабочими отверстиями и трубопровод, причем в скважине с верхним, нижним нефтеносными пластами и пропластком с подвижной водой трубопровод расположен внутри эксплуатационной колонны и оснащен прямым клапаном, верхним и нижним обратным клапанами, а рабочие отверстия состоят из трех групп - верхней, средней и нижней, крайние из которых расположены напротив нефтеносных пластов, а средний - напротив пропластка с подвижной водой, при этом пространство между эксплуатационной колонной и трубопроводом разобщено выше верхнего нефтеносного пласта, пропластка с подвижной водой и нижнего нефтеносного пласта соответственно верхним, средним и нижним пакерами, причем трубопровод выше клапанов оснащен седлом, выполненным с возможностью герметичной установки цилиндра плунжерного насоса, который сообщен с верхним и нижним нефтеносными пластами соответственно через верхнюю и нижнюю группы рабочих отверстий, а также верхний и нижний обратные клапаны и внутреннюю полость трубопровода для перекачки разогретой нефти, при этом внутренняя полость трубопровода имеет возможность сообщения с пропластком, содержащим подвижную воду, при подъеме плунжерного насоса выше седла, через среднюю группу рабочих отверстий посредством прямого клапана для нагнетания теплоносителя.
Данным устройством реализуется способ добычи тяжелой вязкой нефти, включающий спуск трубопровода, оборудованного седлом под вставной насос и клапанами, в эксплуатационную колонну с рабочим отверстиями, изоляцию интервала пласта с пропластка с подвижной водой пакерами от нефтеносных пластов, причем верхний и нижний клапаны трубопровода изготавливают всасывающими, а средний – нагнетательным, производят закачку теплоносителя по трубопроводу в пропласток через нагнетательный клапан, а после установки вставного насоса в седло обор прогретой продукции из нефтеносных пластов через всасывающие клапаны, закачку теплоносителя в пропласток при извлечении насоса из седла и отбор прогретой продукции из нефтеносных пластов после а после установки вставного насоса в седло производят циклически.
Недостатком данного способа являются узкая область применения только добычи тяжелой и вязкой нефти, невозможность осуществления одновременного нагнетания теплоносителя и отбора продукции и высокая вероятность прорыва теплоносителя в нефтеносный пласт из-за небольшого расстояния между ними и пропластком с подвижной водой.
Наиболее близким по технической сущности является способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину (патент RU № 2451165, МПК 43/16, опубл. 20.05.2012 Бюл. № 14), включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону, причем предварительно перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом, причем изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием при депрессии на продуктивную зону.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности осуществления в вертикальных скважинах, вскрывающих продуктивный пласт большой толщины (50 м и более), для исключения кольматации продуктивной части пласта изолирующим материалом, невозможность осуществления поддержания пластового давления закачкой в водоносную часть пласта вытесняющего агента из-за ее кольматации, необходимость периодической закачки изолирующего материала, так как со временем получаемый водонепроницаемый экран деградирует, то есть постепенно разрушается под действием внешних факторов в пласте (перепады давлений, агрессивная среда и т.п.).
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой позволяющего расширить функциональные возможности за счет использования в пластах с толщинами менее 50 м благодаря использованию наклонной, нисходящей к забою скважины, осуществления поддержания пластового давления на постоянной основе за счет закачки в подошвенную воду вытесняющего агента, химически нейтрального к этой воде и нефти пласта без его кольматации.
Техническая задача решается способом интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой, включающим строительство скважины с цементированием обсадной колонны, перфорацию обсадной колонны против продуктивной зоны в верхней части с последующим определением пластовых давлений и в нижней части напротив водоносной зоны пласта, разобщение интервалов перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спуск колонны лифтовых труб с насосом, который расположен выше пакера, и дополнительной колонны труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону пласта вместе с закачкой в водоносную зону по дополнительной колонне труб технологической жидкости.
Новым является то, что скважину в продуктивном пласте строят наклонной, нисходящей к забою с зенитным углом, обеспечивающим расстояние между перфорациями в верхний и нижней частями, исключающее межу ними в пределах ствола скважины и пласта перетоков технологической жидкости, в качестве которой выбирают вытесняющий агент химически нейтральный к воде и продукции пласта для исключения его кольматации, причем объем вытесняющего агента и режимы его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из пласта.
Техническая задача решается также способом интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой, включающим строительство скважины с цементированием обсадной колонны, перфорацию обсадной колонны против продуктивной зоны в верхней части с последующим определением пластовых давлений и вскрытие в нижней части напротив водоносной зоны пласта, разобщение интервалов перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спуск колонны лифтовых труб с насосом, который расположен выше пакера, и дополнительной колонны труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону пласта вместе с закачкой в водоносную зону по дополнительной колонне труб технологической жидкости.
Новым является то, что скважину в продуктивном пласте строят наклонной, нисходящей к забою с зенитным углом, обеспечивающим расстояние между перфорациями в верхний и нижней частями, исключающее межу ними в пределах пласта перетоки жидкости, причем строительство скважины ведут до водоносной зоны пласта, который вскрывают добуриванием забоя с оставлением открытого ствола, а в качестве технологической жидкости выбирают вытесняющий агент химически нейтральный к воде и продукции пласта для исключения его кольматации, причем объем вытесняющего агента и режимы закачки его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из пласта.
Новым является также то, что в качестве вытесняющего агента используют воду, минеральную воду или воду с реагентами, позволяющими интенсифицировать извлечение нефти из пласта.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа по первому варианту.
На фиг. 2 изображена схема реализации способа по второму варианту.
Способ интенсификации добычи продукции пласта 1 (фиг. 1 и 2) с подошвенной водой в водоносной зоне 2 пласта включает анализ геофизических исследований пласта 1 и его кернов. Исходя из этого анализа определяют толщину H1 пласта 1 и толщину H2 его водоносной зоны 2, а также необходимый зенитный угол α наклона ствола скважины 3 в пласте 1 для обеспечения расстояния L между вторичным вскрытием 4 и 5 верхней и нижней частей пласта 1 соответственно, исключающее межу ними в пределах пласта 1 перетоки жидкости. Наклонное расположение ствола скважины 3 увеличивает расстояние L между вскрытиями 4 и 5, исключая перетоки жидкости между ними даже при толщине Н1 пласта 1 менее 50 м.
Строительство скважины возможно по двум вариантам.
Вариант 1.
Скважину 3 (фиг. 1) в продуктивном пласте 1 строят наклонной, нисходящей к забою с зенитным углом α с вскрытием и водоносной зоны 2 пласта 1. После чего осуществляют спуск обсадной колонный 6 с последующим ее цементированием. Затем после отверждения цементного раствора с получением цементного камня 7 в затрубье обсадной колонны 6 производят вторичное вскрытие 4 и 5 перфорацией (кумулятивными, гидропескоструйными или гидромеханическими перфораторами) продуктивной 8 и водоносной 2 зон пласта 1 в верхней и нижней части скважины 3 соответственно.
Вариант 2.
При толщинах Н1 пласта 1 и Н2 его водоносной зоны 2 не превышающих соответственно 20 м и 5 м рекомендуется использовать второй вариант. Скважину 3 (фиг. 2) в продуктивном пласте 1 строят наклонной, нисходящей к забою с зенитным углом α до водоносной зоны 2 пласта 1, то есть до уровня 9 водонефтяного контакта (ВНК). После чего осуществляют спуск обсадной колонный 6 с последующим ее цементированием. Затем после отверждения цементного раствора с получением цементного камня 7 в затрубье обсадной колонны 6 производят вскрытие 5 водоносной зоны 2 пласта 1 углублением меньшим диаметром ствола скважины 3. Вторичное вскрытие 4 продуктивной зоны 8 пласта 1 в верхней части скважины 3 производят перфорацией (кумулятивными, гидропескоструйными или гидромеханическими перфораторами). Отсутствие перфорации и цементного камня 7 в нижней части скважины 3 исключает образование перетоков жидкости по заколонному пространству обсадной колонны 6, несмотря и на небольшие толщины Н1 и Н2.
Последующая реализация обоих вариантов происходит одинаково.
Производят разобщение вскрытий 4 (фиг. 1 и 2) и 5 в скважине 3 продуктивной и водоносной зон установкой пакера 10 в эксплуатационной обсадной колонне 6. Затем осуществляют спуск колонны лифтовых труб с насосом (не показаны), который расположен выше пакера 10, и дополнительной колонны труб 11 до герметичной фиксации ее нижней части в пакере 10, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины 3 при депрессии на продуктивную зону 8 пласта 1 вместе с закачкой в водоносную зону 2 по дополнительной колонне труб 11 технологической жидкости в виде вытесняющего агента. Применяют в качестве технологической жидкости вытесняющий агент химически нейтральный к воде и продукции пласта для исключения его кольматации пласта 1, причем объем вытесняющего агента и режимы его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из продуктивной зоны 8 пласта 1. Эти режимы и объемы закачки вытесняющего агента в зависимости от пластового давления и объемов отбора насосом определяют технологи и/или геологи в зависимости от показаний исследований и гидродинамических расчетов свойств пласта 1 (автор на это не претендует). На практике в качестве вытесняющего агента выбирали воду, минеральную воду или воду с реагентами (поверхностно-активные вещества, слабые растворы кислоты или щёлочи, или т.п.), позволяющими интенсифицировать извлечение нефти из пласта 1 без его колматации.
Предлагаемый способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой позволяет расширить функциональные возможности за счет использования в пластах с толщинами менее 50 м благодаря использованию наклонной, нисходящей к забою скважины, осуществления поддержания пластового давления на постоянной основе за счет закачки в подошвенную воду вытесняющего агента, химически нейтрального к этой воде и нефти пласта без его кольматации пласта.
Claims (3)
1. Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой, включающий строительство скважины с цементированием обсадной колонны, перфорацию обсадной колонны против продуктивной зоны в верхней части с последующим определением пластовых давлений и в нижней части напротив водоносной зоны пласта, разобщение интервалов перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спуск колонны лифтовых труб с насосом, который расположен выше пакера, и дополнительной колонны труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины, при депрессии на продуктивную зону пласта вместе с закачкой в водоносную зону по дополнительной колонне труб технологической жидкости, отличающийся тем, что скважину в продуктивном пласте строят наклонной, нисходящей к забою, с зенитным углом, обеспечивающим расстояние между перфорациями в верхней и нижней частях, исключающее между ними в пределах ствола скважины и пласта перетоки технологической жидкости, в качестве которой выбирают вытесняющий агент, химически нейтральный к воде и продукции пласта для исключения его кольматации, причем объем вытесняющего агента и режимы закачки его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из пласта.
2. Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой, включающий строительство скважины с цементированием обсадной колонны, перфорацию обсадной колонны против продуктивной зоны в верхней части с последующим определением пластовых давлений и вскрытие в нижней части напротив водоносной зоны пласта, разобщение интервалов перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спуск колонны лифтовых труб с насосом, который расположен выше пакера, и дополнительной колонны труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону пласта вместе с закачкой в водоносную зону по дополнительной колонне труб технологической жидкости, отличающийся тем, что скважину в продуктивном пласте строят наклонной, нисходящей к забою с зенитным углом, обеспечивающим расстояние между вскрытиями в верхней и нижней частях, исключающее между ними в пределах ствола скважины и пласта перетоки жидкости, причем строительство скважины ведут до водоносной зоны пласта, которую вскрывают добуриванием забоя с оставлением открытого ствола, а в качестве технологической жидкости выбирают вытесняющий агент, химически нейтральный к воде и продукции пласта, для исключения его кольматации, причем объем вытесняющего агента и режимы его закачки определяют из условия поддержания пластового давления, обеспечивающего максимальное извлечение нефти из пласта.
3. Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента используют воду, минеральную воду или воду с реагентами, позволяющими интенсифицировать извлечение нефти из пласта.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021131672A RU2769027C1 (ru) | 2021-10-28 | 2021-10-28 | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021131672A RU2769027C1 (ru) | 2021-10-28 | 2021-10-28 | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2769027C1 true RU2769027C1 (ru) | 2022-03-28 |
Family
ID=81075915
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021131672A RU2769027C1 (ru) | 2021-10-28 | 2021-10-28 | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2769027C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5497832A (en) * | 1994-08-05 | 1996-03-12 | Texaco Inc. | Dual action pumping system |
RU2317407C1 (ru) * | 2007-02-13 | 2008-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
RU2386795C1 (ru) * | 2009-02-03 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами |
RU2393343C1 (ru) * | 2009-03-11 | 2010-06-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ добычи углеводородов из обводняющегося пласта |
RU2451165C1 (ru) * | 2011-07-07 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину |
CN203239303U (zh) * | 2013-03-18 | 2013-10-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于同井注采的开采装置 |
-
2021
- 2021-10-28 RU RU2021131672A patent/RU2769027C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5497832A (en) * | 1994-08-05 | 1996-03-12 | Texaco Inc. | Dual action pumping system |
RU2317407C1 (ru) * | 2007-02-13 | 2008-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
RU2386795C1 (ru) * | 2009-02-03 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами |
RU2393343C1 (ru) * | 2009-03-11 | 2010-06-27 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ добычи углеводородов из обводняющегося пласта |
RU2451165C1 (ru) * | 2011-07-07 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину |
CN203239303U (zh) * | 2013-03-18 | 2013-10-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于同井注采的开采装置 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
WO2004063310A2 (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex | |
RU2303125C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2451165C1 (ru) | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину | |
RU2539486C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием | |
RU2743478C1 (ru) | Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа | |
RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
RU2342520C2 (ru) | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) | |
US20090301708A1 (en) | Parallel fracturing system for wellbores | |
RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
US5971069A (en) | Well completion and production techniques | |
RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
US11988081B2 (en) | Gravity assisted reservoir drainage systems and methods | |
RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2279539C2 (ru) | Способ разработки нефтегазовых месторождений |