RU2835998C1 - Method for intensification of production of hard-to-recover hydrocarbons - Google Patents
Method for intensification of production of hard-to-recover hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- RU2835998C1 RU2835998C1 RU2024118768A RU2024118768A RU2835998C1 RU 2835998 C1 RU2835998 C1 RU 2835998C1 RU 2024118768 A RU2024118768 A RU 2024118768A RU 2024118768 A RU2024118768 A RU 2024118768A RU 2835998 C1 RU2835998 C1 RU 2835998C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- hydraulic
- wells
- radial channels
- agents
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 22
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 96
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 45
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 3
- 230000004807 localization Effects 0.000 abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 73
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нетрадиционных низкопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, в том числе керогеносодержащих плотных пород, пластов природных битумов, высоковязкой нефти и газогидратов.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of unconventional low-permeability reservoirs with hard-to-recover hydrocarbon reserves, including kerogen-containing dense rocks, natural bitumen layers, high-viscosity oil and gas hydrates.
Известны различные способы интенсификации добычи трудноизвлекаемых углеводородов, включающие бурение нагнетательных и добывающих скважин, воздействие различными технологическими агентами на низкопроницаемый пласт для образования трещин (искусственного коллектора) и перевода его в дренируемое состояние, получение подвижных углеводородов из органического вещества керогена, последующее вытеснение полученных углеводородов, а также лёгкой нефти к забоям добывающих скважин. К этим способам относится внутрипластовое горение (ВПГ) [патент на изобретение RU 2637695], термогазовое воздействие (ТГВ) или внутрипластовое низкотемпературное окисление [патент на изобретение RU 2418944], термогазохимическое воздействие бинарными смесями (ТГХВ БС) [патент на изобретение RU 2401941], воздействие водой в сверхкритическом состоянии [патент на изобретение RU 2671880], воздействие высокой до 2500°С температурой [патенты на изобретение RU 2657036, 2715572].There are various methods known for intensifying the production of hard-to-recover hydrocarbons, including drilling injection and production wells, using various technological agents on a low-permeability formation to form cracks (an artificial reservoir) and convert it into a drainable state, obtaining mobile hydrocarbons from the organic matter of kerogen, and subsequently displacing the obtained hydrocarbons, as well as light oil, to the bottomholes of production wells. These methods include in-situ combustion (ISC) [patent for invention RU 2637695], thermal gas effect (TGV) or in-situ low-temperature oxidation [patent for invention RU 2418944], thermal gas-chemical effect with binary mixtures (TGCBI) [patent for invention RU 2401941], effect with water in a supercritical state [patent for invention RU 2671880], effect with a high temperature of up to 2500°C [patents for invention RU 2657036, 2715572].
Недостатком этих способов является то, что при разработке трудноизвлекаемых углеводородов внешнее воздействие технологическими агентами проводится без формирования в изначально низкопроницаемом пласте дополнительных избирательно созданных дренажных путей. Это существенно снижает интенсивность воздействия на залежь любых технологических агентов, охват залежи воздействием и последующую отдачу пласта в целом.The disadvantage of these methods is that when developing hard-to-recover hydrocarbons, external impact by technological agents is carried out without forming additional selectively created drainage paths in the initially low-permeability formation. This significantly reduces the intensity of impact on the deposit of any technological agents, the coverage of the deposit by impact and the subsequent return of the formation as a whole.
Известен способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, включающий бурение куста горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, проведение в них одностадийного вертикального гидравлического разрыва пласта (ГРП), циклическое воздействие на пласт различными технологическими агентами (с температурой до 593°С и давлением до 70 МПа), создание искусственного коллектора в объединённой зоне расположения скважин с преобразованием керогена, отбор лёгкой нефти и преобразованных углеводородов сначала в фонтанирующем, а затем в нагнетательно-добывающем режиме работы скважин. В этом способе закачку технологических агентов в пласт проводят через горизонтальные окончания нескольких скважин и их вертикальные (поперечные) магистральные трещины (ГРП), что позволяет повысить охват пласта воздействием. Способ используется при разработке плотных низкопроницаемых, в том числе керогеносодержащих пород, изначально низкопроницаемых пластов природных битумов, высоковязкой нефти и газогидратов [патент на изобретение RU 2801030].A method for developing hard-to-recover hydrocarbon deposits is known, which includes drilling a cluster of horizontal injection and production wells, performing single-stage vertical hydraulic fracturing (HF) in them, cyclically affecting the formation with various technological agents (with a temperature of up to 593°C and a pressure of up to 70 MPa), creating an artificial reservoir in a combined well location zone with kerogen conversion, and extracting light oil and converted hydrocarbons first in a gushing and then in an injection-production mode of well operation. In this method, injection of technological agents into the formation is carried out through the horizontal ends of several wells and their vertical (transverse) main fractures (HF), which allows increasing the coverage of the formation by the effect. The method is used in the development of dense low-permeability rocks, including kerogen-containing rocks, initially low-permeability layers of natural bitumen, high-viscosity oil and gas hydrates [patent for invention RU 2801030].
Недостатком этого способа является низкая интенсивность воздействия агентами на углеводородную залежь, низкий охват залежи воздействием и последующая незначительная отдача пласта в целом. Это объясняется ограниченностью воздействия на залежь только через приствольную (горизонтальную) часть скважин и их вертикальные магистральные трещины (ГРП). Кроме того, необходимость бурения горизонтальных скважин усложняет способ, при этом вертикальные магистральные трещины ограничивают использование способа при малой толщине пласта.The disadvantage of this method is the low intensity of the impact of agents on the hydrocarbon deposit, low coverage of the deposit by the impact and the subsequent insignificant return of the formation as a whole. This is explained by the limited impact on the deposit only through the near-wellbore (horizontal) part of the wells and their vertical main fractures (VMF). In addition, the need to drill horizontal wells complicates the method, while vertical main fractures limit the use of the method at a small thickness of the formation.
За прототип принят способ интенсификации добычи нефти, включающий избирательное разбуривание пласта радиальными каналами из основного ствола скважины, импульсное воздействие на пласт агентами для создания искусственного коллектора с помощью пилотных и магистральных трещин (ГРП). В этом способе пласт сначала разбуривают горизонтальными сетями параллельных радиальных каналов, воздействуют через них агентами в импульсном режиме и создают вокруг этих каналов пилотные трещины (ослабленную зону пласта). Затем повышают давление закачки агентов и проводят основной гидроразрыв пород с получением магистральных трещин (ГРП) в заданном месте пласта. Этот способ, позволяющий создать пилотные трещины вокруг радиальных каналов и локализовать магистральные трещины, осуществляется следующим образом. В основной обсаженный ствол скважины на колонне НКТ спускают отклонитель, который фиксируют пакером в нужном азимуте на уровне пласта. Затем в колонну НКТ и отклонитель на колтюбинговой трубе спускают управляемый по проводной линии гидромонитор (в составе рабочих и реактивных сопел, каротажного прибора и ориентатора), проводят зарезку обсадной колонны, например путём гидропескоструйной перфорации и создают сетевой вход в пласт из основного ствола скважины. Через созданный сетевой вход пласт разбуривают одной или несколькими (в различных плоскостях напластования) сетями параллельных радиальных каналов. После создания таких сетей параллельных радиальных каналов из скважины извлекают колонну НКТ, отклонитель, колтюбинговую трубу и гидромонитор. Затем в скважину спускают компоновку ГРП с гидропульсатором содержащим два пакера, межпакерный порт и турбину перекрывающую прерывателем потока перепускное отверстие гидропульсатора. При спуске компоновки ГРП межпакерный порт с помощью пакеров герметично подключают к пробуренному желательно обсаженному хвостовиком сетевому входу и всем пробуренным сетям параллельных радиальных каналов. Далее через сетевой вход и сети радиальных каналов в импульсном режиме закачивают агенты, создают пилотные и магистральные трещины (ГРП) закреплённые пропантом. Дренирование пласта и отбор продукции проводят через сетевой вход по магистральным и пилотным трещинам. Закачку в пласт агентов, включая жидкость разрыва и суспензию пропанта, проводят единым циклом и сопровождают увеличением давления на межпакерном порте гидропульсатора для образования магистральных трещин. Этот способ используется для интенсификации разработки относительно проницаемых продуктивных пластов, в том числе при их малой толщине [патент на изобретение RU 2801968, прототип].The prototype is a method for intensifying oil production, including selective drilling of the formation with radial channels from the main wellbore, pulsed action on the formation with agents to create an artificial reservoir using pilot and main fractures (HF). In this method, the formation is first drilled with horizontal networks of parallel radial channels, agents are acted through them in a pulse mode and pilot fractures (a weakened zone of the formation) are created around these channels. Then the injection pressure of agents is increased and the main hydraulic fracturing of rocks is carried out to obtain main fractures (HF) in a given place of the formation. This method, which allows creating pilot fractures around radial channels and localizing main fractures, is carried out as follows. A deflector is lowered into the main cased wellbore on a tubing string, which is fixed with a packer in the desired azimuth at the formation level. Then, a wire-controlled hydraulic monitor (consisting of working and jet nozzles, a logging tool, and an orientator) is lowered into the tubing string and the diverter on the coiled tubing pipe, the casing string is cut, for example, by means of hydro-sandblasting perforation, and a network entrance to the formation is created from the main wellbore. Through the created network entrance, the formation is drilled with one or more (in different bedding planes) networks of parallel radial channels. After creating such networks of parallel radial channels, the tubing string, diverter, coiled tubing pipe, and hydraulic monitor are removed from the well. Then, a hydraulic fracturing assembly with a hydraulic pulsator containing two packers, an inter-packer port is lowered into the well. and a turbine blocking the flow breaker bypass hole of the hydropulsator. When lowering the hydraulic fracturing assembly, the inter-packer port with the help of packers hermetically connected to a drilled, preferably cased, liner network input and all drilled networks of parallel radial channels. Then, through the network input and the networks of radial channels, agents are pumped in pulse mode, pilot and main fractures (HF) are created, fixed with proppant. Drainage of the formation and selection of products are carried out through the network input along the main and pilot fractures. Injection of agents into the formation, including fracturing fluid and proppant suspension, is carried out in a single cycle and is accompanied by an increase in pressure at the inter-packer port of the hydraulic pulsator to form main fractures. This method is used to intensify the development of relatively permeable productive formations, including those with a small thickness [patent for invention RU 2801968, prototype].
Недостатком этого способа является низкая его эффективность в плотных низкопроницаемых плохо дренируемых пластах подобных баженовской, доманиковой, хадумской свит, отложений газогидратов, природных битумов, когда созданная в такой среде дренажная разветвленная сеть радиальных каналов представляет собой замкнутую практически запечатанную относительно пласта систему. Низкая поглощающая способность окружающей радиальные каналы среды не позволяет эффективно закачивать агенты в глубину пласта, снижает охват пласта воздействием, вызывает отрицательный рост давления закачки, приводит к неуправляемому разрыву пласта (ГРП). В этом способе пилотные трещины занимают незначительный объём (вокруг радиальных каналов), что также снижает охват и последующую отдачу пласта в целом. Способ требует применения двух раздельно спускаемых компоновок в скважину, а именно компоновки для бурения радиальных каналов (колонну НКТ, отклонитель, колтюбинговую трубу и гидромонитор) и компоновку ГРП с гидропульсатором для воздействия на пласт. Это осложняет способ, увеличивает число спускоподъёмных операций (СПО), снижает оперативность и надёжность проведения работ.The disadvantage of this method is its low efficiency in dense, low-permeability, poorly drained formations such as the Bazhenov, Domanikovaya, Khadumskaya suites, gas hydrate deposits, natural bitumen, when the drainage branched network of radial channels created in such an environment is a closed system, practically sealed relative to the formation. The low absorption capacity of the environment surrounding the radial channels does not allow for effective injection of agents into the formation depth, reduces the coverage of the formation by the effect, causes a negative increase in injection pressure, and leads to uncontrolled fracturing of the formation (HF). In this method, pilot cracks occupy an insignificant volume (around the radial channels), which also reduces the coverage and subsequent return of the formation as a whole. The method requires the use of two separately lowered assemblies into the well, namely, an assembly for drilling radial channels (a tubing string, a deflector, a coiled tubing pipe and a hydraulic monitor) and a hydraulic fracturing assembly with a hydraulic pulsator for influencing the formation. This complicates the method, increases the number of tripping operations (TPO), and reduces the efficiency and reliability of the work.
Задача изобретения - расширение функциональных возможностей и области использования способа, например, в плотных низкопроницаемых пластах, при добыче трудноизвлекаемых углеводородов, повышение эффективности способа в сложных геолого-технологических условиях.The objective of the invention is to expand the functional capabilities and scope of application of the method, for example, in dense low-permeability formations, during the extraction of hard-to-recover hydrocarbons, and to increase the efficiency of the method in complex geological and technological conditions.
Техническим результатом изобретения является уменьшение влияния проницаемости пласта на добычу трудноизвлекаемых углеводородов, увеличение интенсивности воздействия на пласт, охвата его агентами, точности локализации магистральных трещин, отдачи пласта при упрощении, повышении надёжности и оперативности способа.The technical result of the invention is a reduction in the influence of formation permeability on the production of hard-to-recover hydrocarbons, an increase in the intensity of the impact on the formation, its coverage by agents, the accuracy of localization of main cracks, and formation recovery while simplifying, increasing the reliability and efficiency of the method.
Для достижения этого технического результата в способе интенсификации добычи трудноизвлекаемых углеводородов, включающем бурение радиальных каналов из основного ствола скважины, импульсное воздействие на пласт агентами для создания искусственного коллектора с помощью гидроразрыва пласта (ГРП), спуск в основной обсаженный ствол компоновки ГРП с гидропульсатором в составе пакера, подпакерного порта, надпакерного перепускного отверстия и турбины, активацию пакера гидропульсатора, спуск колтюбинговой трубы и управляемого по проводной линии гидромонитора, зарезку из основного ствола сетевых входов в пласт, разбуривание пласта из сетевых входов горизонтальными, непересекающимися в плоскости напластования пород, сетями параллельных радиальных каналов, герметичное подключение к подпакерному порту сетевых входов и сетей радиальных каналов, импульсную закачку в пласт агентов при помощи турбины, периодически перекрывающей прерывателем потока перепускное отверстие гидропульсатора, создание пилотных и магистральных трещин (ГРП), поддержание давления закачки агентов на уровне раскрытия магистральных трещин, отбор углеводородов из пласта через сетевые входы на режиме истощения энергии пласта и закачки агентов, при этом согласно изобретению бурение радиальных каналов и воздействие на пласт агентами проводят встречно не менее чем из двух вертикальных герметично обсаженных скважин с помощью одновременно спущенных в эти скважины компоновок ГРП снабжённых отклонителем, который выполняют в виде криволинейного внутреннего канала гидропульсатора с выходом через подпакерный порт и возможностью пропускания сквозь себя колтюбинговую трубу, гидромонитор, а также введённый надгидромониторный надувной пакер активируемый электрическим насосом, при этом пакер каждого гидропульсатора располагают на втулке, которую с уплотнением надевают на внешнюю гладкую сторону компоновки ГРП с возможностью её осевого и кругового перемещения относительно втулки при активированном положении этих пакеров, причём при спуске компоновок ГРП в скважины пакеры гидропульсаторов активируют над кровлей пласта, а отклонители последовательно через определённый интервал устанавливают на одном уровне напротив друг друга и через них встречно разбуривают пласт сетями радиальных каналов с образованием гидродинамической связи между двумя скважинами, при этом радиальные каналы из скважин бурят парами, причём в паре каждый радиальный канала из одной скважины бурят навстречу соответствующему радиальному каналу другой скважины, причём по мере сближения забоев пары радиальных каналов бурение приостанавливают, активируют надгидромониторные пакеры, проводят опрессовку забоев и за счёт наведённой трещиноватости пород гидродинамически связывают каждую пробуренную пару радиальных каналов, причём импульсную закачку в пласт агентов проводят сразу по всем образованным сетями радиальных каналов с возможностью создания между скважинами сквозных магистральных трещин (ГРП), через которые дополнительно воздействуют на пласт агентами для создания искусственного коллектора по всему межскважинному объёму пласта, при этом турбину для перекрытия перепускного отверстия гидропульсатора прерывателем потока выполняют съёмной и в компоновки ГРП спускают отдельно потоком жидкости с возможностью посадки в верхней части криволинейного внутреннего канала отклонителя напротив перепускного отверстия, при этом все работы проводят с одной установки пакеров гидропульсаторов в скважинах.In order to achieve this technical result in the method of intensifying the production of hard-to-recover hydrocarbons, including drilling radial channels from the main wellbore, pulsed action on the formation with agents to create an artificial reservoir using hydraulic fracturing (HF), lowering into the main cased wellbore a HF assembly with a hydropulsator consisting of a packer, a sub-packer port, an above-packer bypass hole and a turbine, activating the hydropulsator packer, lowering a coiled tubing pipe and a hydraulic monitor controlled by a wire line, cutting network entrances into the formation from the main wellbore, drilling out the formation from the network entrances with horizontal, non-intersecting in the bedding plane of the rocks, networks of parallel radial channels, hermetically connecting to the sub-packer port network entrances and networks of radial channels, pulsed injection of agents into the formation using a turbine, periodically blocking the flow interrupter of the hydropulsator bypass hole, creating pilot and main fractures (GRP), maintaining the injection pressure of agents at the level of opening of main cracks, extraction of hydrocarbons from the formation through network inputs in the mode of depletion of formation energy and injection of agents,in this case, according to the inventiondrilling of radial channels and impact on the formation with agents is carried out in a counter-clockwise direction from at least two vertical hermetically cased wells using hydraulic fracturing assemblies simultaneously lowered into these wells and equipped with a diverter, which is made in the form of a curved internal channel of a hydropulsator with an outlet through a sub-packer port and the ability to pass through itself a coiled tubing pipe, a hydromonitor, as well as an introduced above-hydromonitor inflatable packer activated by an electric pump, while the packer of each hydropulsator is located on a sleeve, which is put on the outer smooth side of the hydraulic fracturing assembly with a seal with the ability of its axial and circular movement relative to the sleeve when these packers are activated, and when lowering hydraulic fracturing assemblies into wells, the packers of the hydropulsators are activated above the formation roof, and the diverters successively, after a certain interval, they are installed at the same level opposite each other and through them the formation is drilled in opposite directions with networks of radial channels with the formation of a hydrodynamic connection between the two wells, wherein the radial channels from the wells are drilled in pairs, and in a pair, each radial channel from one well is drilled towards the corresponding radial channel of the other well, and as the bottomholes of the pair of radial channels approach each other, drilling is suspended, the over-hydromonitor packers are activated, the bottomholes are pressure tested and, due to the induced fracturing of the rocks, each drilled pair of radial channels is hydrodynamically connected, and pulsed injection of agents into the formation is carried out immediately along all the radial channel networks formed with the possibility of creating through main fractures (HF) between the wells, through which the formation is additionally affected by agents to create an artificial collector throughout the entire interwell volume of the formation, wherein the turbine for blocking the bypass hole of the hydropulsator with a breaker the flow is made removable and in the GRP assembly is lowered separately by a liquid flow with the possibility of landing in the upper part curvilinear the internal channel of the deflector opposite the bypass hole, while all work is carried out from one installation of hydropulsator packers in the wells.
Предлагаемый способ интенсификации добычи трудноизвлекаемых углеводородов (на примере горизонтального пласта) поясняется чертежами, представленными на фиг. 1-5.The proposed method for intensifying the production of hard-to-recover hydrocarbons (using a horizontal formation as an example) is illustrated by the drawings shown in Figs. 1-5.
На фиг. 1 в разрезе дана схема расположения скважинных компоновок относительно продуктивного пласта, этап встречного бурения радиальных каналов из двух вертикальных обсаженных скважин; на фиг. 2 - то же, этап спуска скважинных компоновок в скважины, транспортное положение; на фиг. 3 - то же, этап воздействия агентами через скважинные компоновки и отбора ими продукции из пласта; на фиг. 4 в плане дана схема расположения скважин относительно сквозных магистральных трещин (вид а-а на фиг. 3 в уменьшенном масштабе), этап воздействия агентами через радиальные каналы; на фиг. 5 - то же, этап воздействия агентами и отбора продукции через сквозные магистральные трещины. Fig. 1 shows a sectional view of the arrangement of well assemblies relative to the productive formation, the stage of counter drilling of radial channels from two vertical cased wells; Fig. 2 shows the same, the stage of lowering the well assemblies into the wells, the transport position; Fig. 3 shows the same, the stage of exposure to agents through the well assemblies and their extraction of products from the formation; Fig. 4 shows a plan view of the arrangement of wells relative to the through main fractures (view a-a in Fig. 3 on a reduced scale), the stage of exposure to agents through radial channels; Fig. 5 shows the same, the stage of exposure to agents and extraction of products through the through main fractures.
На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения. Параллельные радиальные каналы 1; пласт 2; основные стволы скважин 3, 4; эксплуатационные колонны 3а и 4а; компоновки ГРП 5; гидропульсаторы 6 в составе пакера 7, подпакерного порта 8 и надпакерного перепускного отверстия 9; криволинейный внутренний канал 10 (отклонитель) гидропульсатора; втулка 11 пакера; резинометаллическое кольцо (уплотнитель) 12; кровля 13 пласта; колтюбинговая труба 14; управляемый по проводной линии 15 гидромонитор 16; надгидромониторный надувной пакер 17 активируемый электрическим насосом 18; одинаковые уровни 19 пласта; встречные сети 20, 21 радиальных каналов; пары 22 встречных радиальных каналов; стыковочные зоны радиальных каналов 23 в средней части пласта; межскважинный объём 24; встречные сетевые входы 25, 26 на одном уровне пласта; съёмная турбина 27 и прерыватель потока 28; технологичные агенты 29 воздействия на пласт; пилотные трещины 30 вокруг радиальных каналов; сквозные магистральные трещины 31 (ГРП) между скважинами; дополнительные трещины (искусственный коллектор большого объёма) 32 вокруг магистральных трещин; скважинная продукция 33. The following designations are used in the above drawings. Parallel radial channels 1; formation 2; main wellbores 3, 4; production columns 3a and 4a; hydraulic fracturing assemblies 5; hydraulic pulsators 6 consisting of a packer 7, a sub-packer port 8 and an above-packer bypass hole 9; curved internal channel 10 (deflector) of the hydraulic pulsator; packer sleeve 11; rubber-metal ring (seal) 12; roof 13 formation; coiled tubing pipe 14; wire-line-controlled 15 hydraulic monitor 16; inflatable packer above the hydraulic monitor 17 activated by an electric pump 18; identical levels 19 formation; opposing networks 20, 21 radial channels; pairs 22 of opposing radial channels; docking zones of radial channels 23 in the middle part of the formation; interwell volume 24; opposite network inputs 25, 26 at the same layer level; removable turbine 27 and flow interrupter 28; technological agents 29 for influencing the layer; pilot cracks 30 around radial channels; through main cracks 31 (HF) between wells; additional fractures (large-volume artificial reservoir) 32 around main fractures; well production 33.
Способ осуществляется следующим образом.The method is carried out as follows.
Для интенсификации добычи трудноизвлекаемых углеводородов, например из баженовской свиты бурение радиальных каналов 1 и последующее внешнее воздействие на пласт 2 проводят встречно не менее чем из двух вертикальных герметично обсаженных скважин 3, 4 с использованием одновременно спущенных в них одинаковых скважинных компоновок (фиг. 1, 2). Основные стволы скважин 3, 4 располагают на расстоянии L друг от друга, которыми на всю толщину H вскрывают пласт 2 с герметичной обсадкой эксплуатационными колоннами 3а и 4а. Расстояние L между скважинами 3 и 4 (порядка 300÷600м) определяется принятой в данном районе сеткой разработки пласта 2 и уточняется опытным путём. Герметичность обсадки скважин 3, 4 в интервале пласта 2 проверяют (после цементирования колонн 3а, 4а) опрессовкой основных стволов на планируемое давление гидроразрыва пласта (ГРП) известным способом. Далее в герметичный основной ствол каждой скважины 3, 4 одновременно спускают скважинные компоновки в виде компоновки ГРП 5 с гидропульсаторами 6 в составе пакера 7 с якорем (не показано), подпакерного порта 8 и надпакерного перепускного отверстия 9. Спускаемые в скважины 3, 4 компоновки ГРП 5 снабжают отклонителем, который выполняют в виде криволинейного внутреннего канала 10 гидропульсаторов 6 с выходом через подпакерный порт 8. Пакер 7 каждого гидропульсатора 6 жёстко располагают на втулке 11, которую с уплотнением в виде, например резинометаллического кольца 12 надевают на внешнюю гладкую сторону компоновки ГРП 5 (трубы). Длину гладкой части компоновки ГРП 5 берут равной толщине H пласта 2. В транспортном положении пакеры 7 находятся в закрытом не активированном положении, при этом перемещение втулок 11 ограничено гидропульсаторами 6 и происходит вместе со спускаемыми компоновками в скважины (фиг. 2). При спуске компоновок ГРП 5 в скважины 3, 4 пакеры 7 над кровлей 13 пласта 2 переводят в рабочее активированное положение с возможностью осевого (по толщине H) и кругового перемещения гладких частей компоновок относительно этих пакеров. Все остальные работы в скважинах 3, 4 включая отбор продукции, проводят с одной установки пакеров 7 в указанных положениях.To intensify the production of hard-to-recover hydrocarbons, for example from the Bazhenov formation, drilling of radial channels 1 and subsequent external impact on the formation 2 is carried out in a counter-flow from at least two vertical hermetically cased wells 3, 4 using identical well assemblies lowered into them simultaneously (Fig. 1, 2). The main wellbores 3, 4 are located at a distance L from each other, with which the formation 2 is opened to the entire thickness H with a hermetically sealed casing by production columns 3a and 4a. The distance L between wells 3 and 4 (about 300÷600 m) is determined by the development grid of formation 2 adopted in the given region and is specified empirically. The tightness of the casing of wells 3, 4 in the interval of formation 2 is checked (after cementing columns 3a, 4a) by pressure testing the main wellbores for the planned hydraulic fracturing pressure (HF) in a known manner. Then, well assemblies in the form of a hydraulic fracturing assembly 5 with hydraulic pulsators 6 consisting of a packer 7 with an anchor (not shown), a sub-packer port 8 and an above-packer bypass opening 9 are simultaneously lowered into the sealed main trunk of each well 3, 4. The hydraulic fracturing assemblies 5 lowered into wells 3, 4 are equipped with a deflector, which is made in the form of a curved internal channel 10 of the hydraulic pulsators 6 with an outlet through the sub-packer port 8. The packer 7 of each hydraulic pulsator 6 is rigidly positioned on the sleeve 11, which with a seal in the form of, for example, a rubber-metal ring 12 is put on the outer smooth side of the hydraulic fracturing assembly 5 (pipe). The length of the smooth part of the hydraulic fracturing assembly 5 is taken equal to the thickness H of the formation 2. In the transport position, the packers 7 are in the closed, non-activated position, while the movement of the bushings 11 is limited by the hydraulic pulsators 6 and occurs together with the lowered assemblies into the wells (Fig. 2). When lowering the hydraulic fracturing assemblies 5 into the wells 3, 4, the packers 7 above the roof 13 of layer 2 are transferred to the working activated position with the possibility of axial (by thickness H) and circular movement of the smooth parts of the assemblies relative to these packers. All other work in wells 3, 4, including the selection of products, is carried out with one installation of packers 7 in the specified positions.
В компоновки ГРП 5 каждой скважины 3, 4 спускают колтюбинговую трубу 14, управляемый по проводной линии 15 гидромонитор 16 (в составе рабочих и реактивных сопел, каротажного прибора и ориентатора, позиции не показаны) и надгидромониторный надувной пакер 17 активируемый электрическим насосом 18. Диаметр криволинейных каналов 10 и подпакерных портов 8 гидропульсаторов 6 берут с учётом возможности пропускания сквозь себя колтюбинговую трубу 14, гидромонитор 16 и надувной пакер 17, закрытый в обычном состоянии. В активированном положении пакеров 7 отклонители (криволинейные каналы 10) в каждой скважине 3, 4 последовательно через определённый интервал h1 устанавливают на одном уровне 19 напротив друг друга и через них встречно разбуривают пласт 2 сетями 20, 21 параллельных радиальных каналов 1 с образованием гидродинамической связи между скважинами. Гидродинамическую связь образуют путём одновременного бурения из скважин 3, 4 пар 22 встречных радиальных каналов 1 и соединения их в стыковочной зоне 23 средней части пласта 2. Интервалы разбуривания h1 (расстояние по вертикали между сетями 20, 21) и h2 (расстояние по горизонтали между радиальными каналами 1 в сетях 20, 21) порядка 1÷20м определяются строением пласта 2, используемыми для воздействия агентами, уточняются опытным путём и равномерно располагаются в межскважинном объёме 24. Для правильной установки в скважинах 3, 4 отклонителей (криволинейных каналов 10) используют их магнитные метки и каротажный прибор гидромониторов 16 (не показано). Сначала в колтюбинговую трубу 14 и гидромонитор 16 при вводе их в отклонитель (криволинейный канал 10) каждой скважины 3, 4 нагнетают песчано-жидкостную смесь (не показано), проводят зарезку гидропескоструйной перфорацией колонн 3а и 4а и создают встречные сетевые входы 25, 26 на первом уровне 19. Затем под рабочим давлением в колтюбинговую трубу 14 каждой скважины 3, 4 нагнетают промывочную жидкость, которая с высокой скоростью выходит из гидромонитора 16, разрушает породу пласта 2 и вместе со шламом выносится на устье через зазор отклонителя (криволинейного канала 10), а также между компоновкой ГРП 5 и колтюбинговой трубой 14. Колтюбинговую трубу 14 подают в компоновку ГРП 5 каждой скважины 3, 4 и через отклонители (криволинейные каналы 10) из сетевых входов 25, 26 парами 22 бурят встречные радиальные каналы 1. При этом используют возможность кругового перемещения отклонителей (криволинейных каналов 10) в разных направлениях относительно неподвижных пакеров 7 для оперативного с большим охватом разбуривания пласта 2 на уровне 19 из нескольких сетевых входов 25, 26 (фиг. 4). Сетевые входы 25, 26 одинаково располагают по кругу в каждой скважине 3 и 4, обустраивают с возможностью повторного захода и желательно обсаживают короткими хвостовиками (не показано). В паре 22 каждый радиальный канал 1 бурят из одной скважины 3 навстречу соответствующему радиальному каналу 1 другой скважины 4 с использованием стандартной навигационной системы (каротажного прибора и ориентатора гидромониторов 16). При сближении забоев встречных каналов в стыковочной зоне 23 бурение приостанавливают, по проводной линии 15 электрическими насосами 18 активируют надгидромониторные надувные пакеры 17, опрессовывают забои и за счёт наведённой трещиноватости пород гидродинамически связывают каждую пробуренную пару 22 радиальных каналов 1 между двумя скважинами 3, 4 (фиг. 1). In the hydraulic fracturing assembly 5 of each well 3, 4, a coiled tubing pipe 14, a hydraulic monitor 16 controlled via a wire line 15 (consisting of working and jet nozzles, a logging tool and an orientator, positions not shown) and an above-hydraulic monitor inflatable packer 17 activated by an electric pump 18 are lowered. The diameter of the curved channels 10 and the under-packer ports 8 of the hydraulic pulsators 6 are taken taking into account the possibility of passing through themselves the coiled tubing pipe 14, the hydraulic monitor 16 and the inflatable packer 17, closed in the normal state. In the activated position of the packers 7, the deflectors (curved channels 10) in each well 3, 4 sequentially at a certain interval h1are installed at the same level 19 opposite each other and through them the formation 2 is drilled in a counter-directed manner by networks 20, 21 of parallel radial channels 1 with the formation of a hydrodynamic connection between the wells. The hydrodynamic connection is formed by simultaneously drilling from wells 3, 4 pairs 22 of counter radial channels 1 and connecting them in the junction zone 23 middle part of the formation 2. Drilling intervals h1(vertical distance between networks 20, 21) and h2(the horizontal distance between radial channels 1 in networks 20, 21) of the order of 1÷20 m is determined by the structure of the formation 2, the agents used for the impact, are specified experimentally and are evenly distributed in the interwell volume 24. For correct installation of diverters (curved channels 10) in wells 3, 4, their magnetic marks and the logging tool of hydraulic monitors 16 (not shown) are used. First, a sand-liquid mixture (not shown) is injected into the coiled tubing pipe 14 and the hydraulic monitor 16 when they are introduced into the diverter (curved channel 10) of each well 3, 4, the columns 3a and 4a are cut by hydro-sandblast perforation and opposite network inputs 25, 26 are created at the first level 19. Then, under working pressure, a flushing liquid is injected into the coiled tubing pipe 14 of each well 3, 4, which exits the hydraulic monitor 16 at a high speed, destroys the rock of the formation 2 and, together with the cuttings, is carried out to the wellhead through the gap of the diverter (curved channel 10), as well as between the hydraulic fracturing assembly 5 and the coiled tubing pipe 14. The coiled tubing pipe 14 is fed into the hydraulic fracturing assembly 5 of each well 3, 4 and through the deflectors (curved channels 10) from the network inputs 25, 26 in pairs 22, opposite radial channels 1 are drilled. In this case, the possibility of circular movement of the deflectors (curved channels 10) in different directions relative to the fixed packers 7 is used for prompt drilling of the formation 2 with a large coverage at the level 19 from several network inputs 25, 26 (Fig. 4). The network inputs 25, 26 are equally located in a circle in each well 3 and 4, equipped with the possibility of repeated entry and desirably cased with short liners (not shown). In the pair 22, each radial channel 1 is drilled from one well 3 towards the corresponding radial channel 1 of the other well 4 using a standard navigation system (a logging tool and an orientator of hydraulic monitors 16). When the faces of the opposite channels approach each other in the junction zone 23 drilling is suspended, over-hydraulic inflatable packers 17 are activated via wire line 15 by electric pumps 18, the bottomholes are pressurized and, due to the induced fracturing of the rocks, each drilled pair 22 of radial channels 1 between two wells 3, 4 is hydrodynamically connected (Fig. 1).
После встречного разбуривания пласта 2 сетями 20, 21 радиальных каналов 1 на первом уровне 19 компоновки ГРП 5, не меняя положения пакеров 7 в скважинах 3 и 4, смещают на интервал h1 вниз и аналогичные работы проводят на следующем втором, третьем и т. д. уровне. В результате между скважинами 3, 4 получают ряд непересекающихся в плоскости напластования пород сквозных (проницаемых) сетей 20, 21 радиальных каналов 1, которые гидродинамически связывают эти скважины и равномерно располагаются в межскважинном объёме 24 пласта 2. При этом за счёт активированного положения пакеров 7 в опрессованных скважинах 3, 4 сетевые входы 25, 26 на уровнях 19 и все сквозные сети 20, 21 радиальных каналов 1 герметично подключаются к подпакерным портам 8 гидропульсаторов 6. Колтюбинговую трубу 14 с гидромонитором 16 поднимают из скважин 3 и 4, а компоновки ГРП 5 приподнимают до уровня пакеров 7 для установки надпакерных перепускных отверстий 9 в рабочее положение (фиг. 3). Потоком жидкости в компоновки ГРП 5 отдельно спускают съёмную турбину 27 и прерыватель 28 с возможностью плотной посадки в верхней части криволинейного канала 10 напротив открытых отверстий 9, обеспечивая нормальную работу гидропульсаторов 6.After counter drilling of the formation 2 with networks 20, 21 of radial channels 1 at the first level 19 of the hydraulic fracturing assembly 5, without changing the position of the packers 7 in wells 3 and 4, they are shifted by an interval h1down and similar work is carried out at the next second, third, etc. level. As a result, between wells 3, 4, a series of non-intersecting in the bedding plane of rocks through (permeable) networks 20, 21 of radial channels 1 are obtained, which hydrodynamically connect these wells and are uniformly located in the interwell volume 24 layers 2. At the same time, due to the activated position of packers 7 in pressurized wells 3, 4, network inputs 25, 26 at levels 19 and all end-to-end networks 20, 21 radial channels 1 are hermetically connected to the under-packer ports 8 of the hydraulic pulsators 6. The coiled tubing pipe 14 with the hydraulic monitor 16 is lifted from the wells 3 and 4, and the hydraulic pulsator assemblies 5 are raised to the level of the packers 7 to install the above-packer bypass openings 9 in the working position (Fig. 3). The removable turbine 27 and the interrupter 28 are separately lowered by the fluid flow into the hydraulic pulsator assemblies 5 with the possibility of a tight fit in the upper part of the curved channel 10 opposite the open openings 9, ensuring the normal operation of the hydraulic pulsators 6.
Через компоновки ГРП 5 и образованные проницаемые сети 20, 21 между скважинами 3, 4 без осложнений проводят импульсную закачку агентов 29, например бинарных смесей (БС), создают пилотные трещины 30 вокруг радиальных каналов 1 и сквозные магистральные трещины 31 (ГРП) (при повышении давления закачки в подготовленные ослабленные зоны). Далее не снижая давления, закачку агентов 29 продолжают и дополнительно воздействуют на пласт 2 уже не только через радиальные каналы 1, но и через образованные сквозные магистральные трещины 31. Это приводит к созданию (кроме незначительных пилотных трещин 30 вокруг радиальных каналов 1) дополнительных трещин (искусственного коллектора большого объёма) 32 вдоль сквозных магистральных трещин 31 (фиг. 5). При этом используют возможность встречной и последовательной закачки агентов 29 из гидродинамически связанных скважин 3, 4 с регулировкой фронта продвижения агентов, раскрытия магистральных трещин 31, создания дополнительных трещин (искусственного коллектора) 32. В результате пласт 2 в разбуренном радиальными каналами 1 межскважинном объёме 24 переводится в дренируемое состояние со значительной запасённой потенциальной энергией (пластового давления, газов, температуры и др.), возможностью получения подвижных углеводородов в большом объёме из керогена, вытеснения полученных углеводородов и лёгкой нефти к забоям добывающих скважин. После указанного воздействия на пласт 2 сразу проводят отбор продукции 33 скважинами 3, 4 через дополнительные трещины (искусственный коллектор) 32, сквозные магистральные трещины 31, сетевые входы 25, 26 уровней 19, подпакерные порты 8, криволинейные внутренние каналы 10 и компоновки ГРП 5 в режиме фонтанирования до снижения пластового давления. После снижения пластового давления и закрытия сквозных магистральных трещин 31 цикл воздействие-отбор в скважинах 3, 4 повторяют. При этом агенты 29 закачивают также через сквозные открытые магистральные трещины 31, всё больше с каждым циклом охватывая межскважинный объём 24 воздействием и созданием дополнительных трещин (искусственного коллектора) 32 с отмеченными потенциальными возможностями. На заключительном этапе отбора в межскважинном объёме 24 при хорошо развитом искусственном коллекторе 32 переходят в нагнетательно-добывающий режим работы скважин. Через одну нагнетательную скважину 3 закачивают технологический, например кислородсодержащий агент, а через другую добывающую скважину 4 отбирают продукцию из искусственного коллектора 32 с большого межскважинного объёма 24 пласта 2. Для уменьшения отрицательного прорыва агентов в добывающую скважину 4 их закачивают на пониженном давлении при закрытых сквозных магистральных трещинах 31 и возможном предварительном тампонировании сквозных сетей 20 и 21, например полимерным раствором (не показано). Для подъёма продукции (нефти) 33 на устье скважин 3, 4 используют газлифт с закачкой газа между эксплуатационными колоннами 3а и 4а и компоновками ГРП 5 через перепускные отверстия 9 гидропульсаторов 6. При этом съёмные турбины 27 канатной техникой могут быть удалены из скважин.Through the hydraulic fracturing assemblies 5 and the formed permeable networks 20, 21 between the wells 3, 4, pulsed injection of agents 29, for example binary mixtures (BM), is carried out without complications, pilot cracks 30 are created around the radial channels 1 and through main cracks 31 (HF) (with increasing injection pressure into prepared weakened zones). Then, without reducing the pressure, the injection of agents 29 is continued and additionally affects the formation 2 not only through the radial channels 1, but also through the formed through main fractures 31. This leads to the creation (in addition to minor pilot fractures 30 around the radial channels 1) of additional fractures (an artificial reservoir of large volume) 32 along the through main fractures 31 (Fig. 5). In this case, the possibility of counter and sequential injection of agents 29 from hydrodynamically connected wells 3, 4 is used with regulation of the front of agent advancement, opening of main fractures 31, creation of additional fractures (artificial reservoir) 32. As a result, the formation 2 in the interwell volume 24 drilled by radial channels 1 is transferred to a drained state with significant stored potential energy (formation pressure, gases, temperature, etc.), the ability to obtain mobile hydrocarbons in large volumes from kerogen, displacing the obtained hydrocarbons and light oil to the bottomholes of production wells. After the specified impact on formation 2, production is immediately selected 33 by wells 3, 4 through additional cracks (artificial reservoir) 32, through main cracks 31, network inputs 25, 26 of levels 19, sub-packer ports 8, curvilinear internal channels 10 and hydraulic fracturing assemblies 5 in the flowing mode until the formation pressure decreases. After the formation pressure decreases and the through main cracks 31 are closed, the impact-selection cycle in wells 3, 4 is repeated. In this case, agents 29 are also injected through open through main cracks 31, increasingly covering the interwell volume 24 with each cycle by influencing and creating additional cracks (artificial reservoir) 32 with the noted potential capabilities. At the final stage of selection in the interwell volume 24 with a well-developed artificial reservoir 32, the wells switch to the injection-production mode of operation. A process agent, for example an oxygen-containing agent, is injected through one injection well 3, and through another production well 4, the product is selected from the artificial reservoir 32 from a large interwell volume 24 of the formation 2. To reduce the negative breakthrough of agents into the production well 4, they are injected at a reduced pressure with closed through main cracks 31 and possible preliminary plugging of the through networks 20 and 21, for example with a polymer solution (not shown). To lift the product (oil) 33 to the wellheads 3, 4, a gas lift is used with gas injection between the production columns 3a and 4a and the hydraulic fracturing assemblies 5 through the bypass openings 9 of the hydraulic pulsators 6. In this case, the removable turbines 27 can be removed from the wells using cable technology.
Использование предлагаемого способа позволяет уменьшить влияние проницаемости пласта на добычу трудноизвлекаемых углеводородов, увеличить интенсивность воздействия на пласт, охвата его агентами, точность локализации магистральных трещин, отдачи пласта в целом при упрощении, повышении надёжности и оперативности способа.The use of the proposed method allows to reduce the influence of formation permeability on the production of hard-to-recover hydrocarbons, to increase the intensity of the impact on the formation, its coverage by agents, the accuracy of localization of main cracks, the recovery of the formation as a whole, while simplifying, increasing the reliability and efficiency of the method.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2835998C1 true RU2835998C1 (en) | 2025-03-07 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509882C1 (en) * | 2012-09-04 | 2014-03-20 | Александр Петрович Линецкий | Development method of oil and gas deposits using high-power laser radiation for their maximum extraction |
| US8800652B2 (en) * | 2011-10-09 | 2014-08-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
| RU2547847C1 (en) * | 2014-02-20 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Method for development of shale oil and gas bearing deposits and process system of equipment for its application |
| US10323493B2 (en) * | 2015-02-03 | 2019-06-18 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Method of forming lateral boreholes from a parent wellbore |
| CN112855112A (en) * | 2019-11-28 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for reconstructing interlayer of thick oil vertical well-horizontal well pattern |
| RU2801030C2 (en) * | 2020-08-19 | 2023-08-01 | Олег Васильевич Коломийченко | Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8800652B2 (en) * | 2011-10-09 | 2014-08-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
| RU2509882C1 (en) * | 2012-09-04 | 2014-03-20 | Александр Петрович Линецкий | Development method of oil and gas deposits using high-power laser radiation for their maximum extraction |
| RU2547847C1 (en) * | 2014-02-20 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Method for development of shale oil and gas bearing deposits and process system of equipment for its application |
| US10323493B2 (en) * | 2015-02-03 | 2019-06-18 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Method of forming lateral boreholes from a parent wellbore |
| CN112855112A (en) * | 2019-11-28 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for reconstructing interlayer of thick oil vertical well-horizontal well pattern |
| RU2801030C2 (en) * | 2020-08-19 | 2023-08-01 | Олег Васильевич Коломийченко | Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons |
| RU2802297C1 (en) * | 2023-02-13 | 2023-08-24 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" (Сколковский институт науки и технологий) | Method for increasing oil recovery of kerogen-comprising shale formations |
| RU2801968C1 (en) * | 2023-03-27 | 2023-08-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for intensification of oil production |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11920445B2 (en) | Well injection and production methods, apparatus and systems | |
| CA2614569C (en) | Method of increasing reservoir permeability | |
| RU2655517C2 (en) | Multilateral well formation | |
| CN109736737B (en) | Method for snubbing tripping of reservoir gas drilling well | |
| RU2632836C1 (en) | Method to increase formation hydrocarbon yield and intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with hydraulic monitor at pressure drawdown | |
| DK2550422T3 (en) | Pressurized well construction and operation systems and methods that can be used to kulbrinteoperationer, storage and resolution | |
| US9181776B2 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| CN105952378A (en) | Tree-shape structure well drilling and completion and yield increasing method | |
| CA2794346A1 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| RU2770229C1 (en) | Smart system for completing multi-barrel borehole with wired high-tech well in main borehole and with wireless electronic unit for flow control in side borehole | |
| AU2011229956B2 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| US10989033B2 (en) | Reverse frac pack treatment | |
| WO2011119197A1 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| RU2835998C1 (en) | Method for intensification of production of hard-to-recover hydrocarbons | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| US11719072B2 (en) | Well sealing tool with isolatable setting chamber | |
| RU2831072C1 (en) | Method for intensification of oil production in highly watered formations | |
| RU2836224C1 (en) | Method of localized hydraulic fracturing | |
| US10570714B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery | |
| RU2819884C1 (en) | Method for extraction of conventional and hydrated gas of multi-formation deposit and device for its implementation | |
| CN111963119A (en) | Same-well multi-layer self-injection-production underground fluid separation self-driving well and production method | |
| RU2801968C1 (en) | Method for intensification of oil production | |
| RU2831074C1 (en) | Mature oil field development method | |
| RU2819880C1 (en) | Method for development of zonal-inhomogeneous kerogen-containing formation | |
| CN117868769A (en) | Fracturing and production integrated tubular column device and operation method |