RU2235190C2 - Способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его реализации - Google Patents
Способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его реализации Download PDFInfo
- Publication number
- RU2235190C2 RU2235190C2 RU2001124053/03A RU2001124053A RU2235190C2 RU 2235190 C2 RU2235190 C2 RU 2235190C2 RU 2001124053/03 A RU2001124053/03 A RU 2001124053/03A RU 2001124053 A RU2001124053 A RU 2001124053A RU 2235190 C2 RU2235190 C2 RU 2235190C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- drilling fluid
- formation
- drilling
- solid particles
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к строительству скважин, в частности к способу изоляции водопроявления при бурении скважин. Обеспечивает исключение водопроявления в процессе первичного вскрытия водопроявляющего пласта. Сущность изобретения в части способа включает кольматацию поровых каналов водопроявляющего пласта в процессе первичного вскрытия пласта бурением буровым раствором и частицами разбуриваемой породы. Согласно изобретению в составе бурового раствора применяют тампонажную смесь для создания в приствольной части скважины непроницаемого для пластовых вод экрана из закупоривающих твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси. Глубину их проникновения в пласт определяют из математического выражения. Устройство для осуществления способа содержит корпус, резиновые элементы, размещенные на корпусе, и втулки. Согласно изобретению корпус на концах снабжен резьбами. Размер втулок для образования проходных каналов между резиновыми элементами определен по математическому выражению. 2 с.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Изобретение относится к строительству скважин, в частности к способу изоляции водопрявления при бурении скважин.
Известны способы изоляции водопроявления при строительстве скважин [1, 2, 3] после вскрытия на полную толщину водопроявляющего пласта. Недостатком применяемых способов вскрытия водопроявляющих пластов является излив минерализованной воды в процессе бурения и спускоподъемных операциях. Вследствие чего наблюдается экологически ненормальная обстановка на территории буровой, т.к. кроме загрязнения почвы минерализованной водой часто из последней выделяется сероводород. Кроме того, затрачивается время для обратной закачки через устье скважины большого объема минерализованной пластовой воды в пласт.
Известен способ [1, 4] вскрытия водопроявляющего пласта буровым раствором повышенной плотности в скважине до уровня, достаточного для поддержания избытка давления в скважине над пластовыми. При этом способе резко возрастает стоимость строительства скважины за счет ухудшения показателей работы долот и увеличения расхода материалов (для приготовления бурового раствора, увеличения времени на подготовительно-вспомогательные работы).
Предлагаемое техническое решение направлено на исключение водопроявления в процессе вскрытия водопроявляющего пласта созданием непроницаемого экрана в приствольной части скважины, применением тампонажных смесей, наполнителей и устройством, создающим положительное дифференциальное давление на пласт.
Поставленная задача решается способом изоляции водопроявления при бурении скважины, включающем кольматацию поровых каналов водопроявляющего пласта в процессе первичного вскрытия пласта бурением буровым раствором и частицами разбуриваемой породы, согласно изобретению в составе бурового раствора применяют тампонажную смесь для создания в приствольной части скважины непроницаемого для пластовых вод экрана из закупоривающих твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси с глубиной их проникновения в пласт, определяемой из условия:
где σ - напряжение сдвига тампонажной смеси и твердых частиц бурового раствора (Па);
φ - коэффициент, учитывающий цикличность и продолжительность действия дифференциального давления на пласт;
dпор=(1,5+С)dч – диаметр поровых каналов (м);
ΔP - перепад давления на водопроявляющий пласт в процессе вскрытия пласта бурением, обеспечивающий проникновение бурового раствора в водопроявляющий пласт (Па);
С - концентрация твердых частиц в буровом растворе и тампонажной смеси;
dч - диаметр твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси (м);
α - коэффициент, учитывающий форму и структуру порового канала (α=(2,5-4,5)·10-2);
rн - глубина проникновения твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси в водопроявляющий пласт (м);
rс - радиус скважины (м).
Также для решения вышепоставленной цели используется устройство для изоляции водопроявления при бурении скважин, содержащее корпус, резиновые элементы, размещенные на корпусе, и втулки, согласно изобретению корпус на концах снабжен замковыми резьбами, а размер втулок для образования проходных каналов между резиновыми элементами определен следующими формулами:
где n – количество резиновых элементов, установленных на корпусе устройства;
ΔP - перепад давления на водопроявляющий пласт в процессе вскрытия пласта бурением, обеспечивающий проникновение бурового раствора в водопроявляющий пласт (Па);
∑Н - сумма потерь напора при внезапном изменении скорости на резиновых элементах (кгс/см2);
при этом
где Pуст - давление на устье скважины (Па);
α - коэффициент, учитывающий форму и структуру порового канала (α=(2,5-4,5)·10-2);
τ0 - динамическое напряжение сдвига бурового раствора и тампонажной смеси (Па);
rн - глубина проникновения твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси в водопроявляющий пласт (м);
rс - радиус скважины (м);
К - коэффициент проницаемости пласта;
где H - потери напора при внезапном изменении скорости на единичном резиновом элементе (кгс/см2);
V1 - средняя скорость потока бурового раствора в проходном канале резинового элемента (м/с);
V2 - средняя скорость потока бурового раствора в сечении между наружным диаметром втулки и внутренним диаметром обсадной колонны (м/с);
g - ускорение силы тяжести (м/с2).
Движение бурового раствора в поровых каналах в процессе первичного вскрытия проницаемого пласта зависит от интенсивности движения вязкопластичной жидкости в пористой среде при вытеснении его пластовой водой при плоскорадиальном движении, которое определяется формулой:
где Q - интенсивность движения вязкопластичной жидкости в пористой среде (л/с);
Рз-Pпл – разница между давлениями у стенки скважины и пластовыми в рассматриваемом интервале (Па);
Δh - толщина проницаемого водоносного пласта, вскрываемого долотом (м);
rc - радиус скважины (м);
rн - глубина проникновения твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси в водопроявляющий пласт (м);
R – радиус контура питания водоносного пласта (м);
μ, η - соответственно абсолютная вязкость вязкопластичной жидкости (Па·с);
τ0 - динамическое сопротивление сдвига (Па);
K, Kв - проницаемость пористой среды для вязкопластичной жидкости и пластовой воды.
Необходимым условием для изоляции поровых каналов водоносного пласта призабойной зоны является: Q=0
Тогда
где τn - предельное напряжение сдвига тампонажной смеси (Па).
Тогда перепад давления на проявляющий пласт, обеспечивающий проникновение закупоривающих частиц в поры пласта, определяется формулой:
где ΔР - необходимый перепад давления на проявляющий пласт в процессе бурения, обеспечивающий проникновение закупоривающих частиц в поры проявляющего пласта (Па);
τ0 - динамическое напряжение сдвига раствора или наполнителя, проникающего в поры пласта (Па);
α - безразмерный коэффициент; α=(2,5÷4,5)10-2;
rн - глубина проникновения твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси в водопроявляющий пласт (м);
rс - радиус скважины (м);
K - коэффициент проницаемости пласта.
Для вязкопластичных жидкостей, применяемых для изоляции проницаемых пластов, предельное и динамическое напряжение сдвигов τn, τ0 всегда меньше прочности его структуры после оставления раствора в покое, т.е. величины статического напряжения сдвига. Это значит движение вязкопластичной жидкости в процессе вскрытия будет происходить при меньших значениях напора давления. Чтобы вытеснить вязкопластичную жидкость из пористой сферы обратно, необходимо будет создать значительно больший перепад давления, равный:
где θ - статическое напряжение сдвига тампонажной смеси (Па).
Для определения интенсивности движения вязкопластичной жидкости в пористой среде при вытеснении из него пластовой воды, при движении вертикально вниз, можно записать равенство
где Х - глубина проникновения вязкопластичной жидкости вертикально вниз;
Kх, Kвх - проницаемость пласта в вертикальном направлении;
F - площадь движения жидкости (м2).
При движении вязкопластичной жидкости в вертикальном направлении вниз Qв=0, когда
При вертикальном движении растворов для закупоривания проницаемых пластов в процессе первичного вскрытия пласта бурением происходит следующее:
- на площади забоя проникающий закупоривающий тампонажный раствор будет разбурен и использован для тампонирования поровых каналов пласта в радиальном направлении;
- зона проникновения тампонажного раствора в призабойную зону больше диаметра долота, долото будет некоторым началом процесса кольматации проницаемого участка в радиальном направлении.
Изоляция поровых каналов проявляющего пласта в процессе первичного вскрытия бурением происходит при толщине Δh, т.е. при малой толщине вскрытой части водонасыщенного пласта долотом. Поэтому будет отсутствовать влияние разности плотностей тампонажного раствора и пластовой жидкости при изоляции поровых каналов пласта.
Закупоривание каналов водопроявляющего пласта происходит по мере вскрытия пласта бурением буровым раствором, в составе которого применяют тампонажные смеси, и частицами разбуриваемой породы. При этом глубина непроницаемого экрана приствольной части скважины, выдерживающего перепад давления, вытесняющий изоляционный материал из поровых каналов, определяется напряжением сдвига тампонажной смеси и нерастворимого осадка и размерами твердых частиц и поровых каналов пласта:
где ΔP - перепад давления на водопроявляющий пласт в процессе вскрытия пласта бурением, обеспечивающий проникновение бурового раствора в водопроявляющий пласт (Па);
σ - напряжение сдвига тампонажной смеси и твердых частиц бурового раствора (Па);
rн - глубина проникновения твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси в водопроявляющий пласт (м);
rс - радиус скважины (м);
α - коэффициент, учитывающий форму и структуру порового канала;
φ - коэффициент, учитывающий цикличность и продолжительность действия дифференциального давления на пласт;
С - концентрация твердых частиц в буровом растворе и тампонажной смеси;
dпор - диаметр поровых каналов (м);
Устройство для изоляции водопроявления при бурении скважин показано на фиг.1.
Устройство содержит корпус 1, замковые резьбы на концах 2, резиновые элементы 3, конструктивные размеры проходных каналов 4, резиновых элементов определяются следующими формулами:
где ΔР - перепад давления на водопроявляющий пласт в процессе вскрытия пласта бурением, обеспечивающий проникновение бурового раствора в водопроявляющий пласт (Па);
τ0 - динамическое напряжение сдвига тампонажной смеси, наполнителя (Па);
rc - радиусы скважины (м);
rн - глубина проникновения твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси в водопроявляющий пласт (м);
K - коэффициент проницаемости пласта;
Pуст - давление на устье скважины (Па).
Потери напора при внезапном изменении скорости исходя из уравнения Бернулли равны скоростному напору, соответствующему потерянной скорости:
где V1 - средняя скорость потока бурового раствора в проходном канале резинового элемента (м/с);
V2 - средняя скорость потока бурового раствора в сечении между наружным диаметром втулки и внутренним диаметром обсадной колонны (м/с);
g - ускорение силы тяжести (м/с2);
где V1 - скорость потока раствора в проходных каналах резинового элемента (м/с);
Q - объем расхода бурового раствора (л/с);
F1 - площадь сечения проходного канала резинового элемента (м2).
Скорость потока раствора в сечении между наружным диаметром втулок устройства и внутренним диаметром обсадной колонны:
где F2 - площадь между наружным диаметром втулок устройства и внутренним диаметром обсадных труб (м2).
Количество резиновых элементов, устанавливаемых на корпусе устройства:
где n - количество резиновых элементов, установленных на корпусе устройства;
∑H - сумма потерь напора при внезапном изменении скорости на резиновых элементах (кгс/см2).
На фиг.2 показаны расчетные данные потерь давления при изменении скорости потока раствора при его круговой циркуляции, происходящей при расширении или сужении сечения между наружным диаметром втулок устройства и внутренним диаметром обсадной колонны за счет изменения диаметра двух резиновых элементов. При этом расход раствора 28 л/с, внутренний диаметр обсадной колонны Dв=230 мм, наружный диаметр втулок 120 мм.
Навинчиванием нижнюю муфту 2 с цилиндрической резьбой. Наружные диаметры резиновых элементов устанавливаются по расчетным данным исходя из конкретных условий проводки скважины.
Увеличение диаметра резиновых элементов за счет сокращения их длины определяется формулой:
где h0 - начальная длина резинового элемента;
d - внутренний диаметр резинового элемента;
D1 - начальный диаметр резинового элемента;
D2 - изменение диаметра резинового элемента после сокращения длины.
На фиг.3 показано изменение диаметра резинового элемента в зависимости от изменения длины. Начальные размеры резинового элемента:
D1=190 мм, h0=240 мм, d=100 мм.
В процессе бурения за счет потери давления на резиновых элементах устройства появляется выталкивающая сила бурильного инструмента из скважины. Поэтому для создания осевой нагрузки на долото между весом бурильного инструмента и перепадом давления на резиновых элементах устройства должны соблюдаться условия:
G=Gбур.инст-ΔP·F3,
где G - осевая нагрузка на долото;
Gбур.инст - вес бурильного инструмента;
ΔP - перепад давления на водопроявляющий пласт в процессе вскрытия пласта бурением, обеспечивающий проникновение бурового раствора в водопроявляющий пласт;
F3 - площадь сечения между наружным диаметром резиновых элементов устройства и наружным диаметром бурильных труб (мм2).
Способ изоляции водопроявления при бурении скважин осуществляется в следующей последовательности:
1. Ha основании ранее пробуренных скважин определяется пластовое давление водопроявляющего пласта.
2. По данным геолого-технического наряда определяется глубина залегания водопроявляющего пласта и плотность бурового раствора.
3. По этим данным определяется давление на устье скважины:
где Pуст - давление на устье скважины;
Hв - глубина залегания водопроявляющего пласта;
ρ - плотность бурового раствора при вскрытии водопроявляющего пласта (кг/м3).
4. По данным лабораторных исследований определяется структурно-механические свойства тампонажных смесей и наполнителей: τ0, τn, θ, σ, dч и коллекторские свойства водопроявляющих пластов К, dпор.
5. На основании вышеприведенных данных конструкции скважины и производительности бурового насоса определяется состав тампонажной смеси, наполнителей, концентрация и размер твердых частиц в смеси и количество резиновых элементов в устройстве.
Перед вскрытием проявляющего пласта на 3-4 м устройство спускают в скважину, для чего наворачивают на ведущую трубу (квадрат) и восстанавливают циркуляцию через бурильной инструмент. Определяется разница давления на стояке до и после установления устройства в компановку бурильного инструмента. Эта разница давления должна быть равна или несколько выше расчетного значения ΔP, т.е. перепада давления на водопроявляющий пласт в процессе вскрытия пласта бурением, обеспечивающего проникновение закупоривающих частиц в проницаемый пласт.
Таким образом, в заявленном способе изоляции водопроявления при бурении скважин и устройства для его реализации достигается закупоривание проницаемых каналов пласта твердыми частицами и раствором в процессе первичного вскрытия пласта и создается непроницаемый экран для проникновения пластовых вод в скважину.
Сравнение заявленного технического решения с аналогами позволяет сделать вывод о соответствии его критерию “новизна” и “изобретательский уровень”.
Предлагаемый способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его изоляции обеспечивают:
- надежную охрану окружающей среды при простоте технологического процесса и позволяют закупорить поры водопроявляющего пласта, создав водонепроницаемый экран приствольной части скважины;
- уменьшение стоимости скважины за счет увеличения показателей работы долот, сокращение материалов для изоляции водопроявления и времени на подготовительно-вспомогательные работы.
Источники информации
1. Середа Н.Г., Соловьев Е.Н. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1974, с.221-224.
2. А.С. № 1838584, кл. Е 21 В 33/138, 1993.
3. Патент № 2106477(13) С1, E 21 В 33/138.
4. Иночкин П.Т., Прокшиц В.Л. Справочник бурового мастера, 1958, с.303-306.
Claims (2)
1. Способ изоляции водопроявления при бурении скважины, включающий кольматацию поровых каналов водопроявляющего пласта в процессе первичного вскрытия пласта бурением буровым раствором и частицами разбуриваемой породы, отличающийся тем, что в составе бурового раствора применяют тампонажную смесь для создания в приствольной части скважины непроницаемого для пластовых вод экрана из закупоривающих твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси с глубиной их проникновения в пласт, определяемой из условия:
где 
- напряжение сдвига тампонажной смеси и твердых частиц бурового раствора;
φ - коэффициент, учитывающий цикличность и продолжительность действия дифференциального давления на пласт;
ΔP - перепад давления на водопроявляющий пласт в процессе вскрытия пласта бурением, обеспечивающий проникновение бурового раствора в водопроявляющий пласт;
С - концентрация твердых частиц в буровом растворе и тампонажной смеси;
dч - диаметр твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси;
α - коэффициент, учитывающий форму и структуру порового канала (α=(2,5
4,5)·10-2);
rн - глубина проникновения твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси в водопроявляющий пласт;
rс - радиус скважины, м.
2. Устройство для изоляции водопроявления при бурении скважин, содержащее корпус, резиновые элементы, размещенные на корпусе, и втулки, отличающееся тем, что корпус на концах снабжен замковыми резьбами, а размер втулок для образования проходных каналов между резиновыми элементами определен следующими формулами:
где n - количество резиновых элементов, установленных на корпусе устройства;
ΔP - перепад давления на водопроявляющий пласт в процессе бурения, обеспечивающий проникновение бурового раствора и тампонажной смеси в водопроявляющий пласт;
∑Н - сумма потерь напора при внезапном изменении скорости на резиновых элементах, при этом
где Pуст - давление на устье скважины;
α - коэффициент, учитывающий форму и структуру порового канала (α=(2,5
4,5)·10-2);
τ0 - динамическое напряжение сдвига бурового раствора и тампонажной смеси;
rн - глубина проникновения твердых частиц бурового раствора и тампонажной смеси в водопроявляющий пласт;
rс - радиус скважины, м;
К - коэффициент проницаемости пласта;
где H - потери напора при внезапном изменении скорости на единичном резиновом элементе;
V1 - средняя скорость потока бурового раствора в проходном канале резинового элемента;
V2 - средняя скорость потока бурового раствора в сечении между наружным диаметром втулки и внутренним диаметром обсадной колонны;
g - ускорение силы тяжести.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001124053/03A RU2235190C2 (ru) | 2001-08-29 | 2001-08-29 | Способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его реализации |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001124053/03A RU2235190C2 (ru) | 2001-08-29 | 2001-08-29 | Способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его реализации |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001124053A RU2001124053A (ru) | 2003-06-20 |
| RU2235190C2 true RU2235190C2 (ru) | 2004-08-27 |
Family
ID=33412110
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001124053/03A RU2235190C2 (ru) | 2001-08-29 | 2001-08-29 | Способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его реализации |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2235190C2 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2449849A (en) * | 2007-06-02 | 2008-12-10 | Schlumberger Holdings | Generating and applying a mud cake to a borehole wall |
| RU2490429C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ строительства скважины малого диаметра |
| CN108533213A (zh) * | 2018-05-28 | 2018-09-14 | 长江岩土工程总公司（武汉） | 一种封堵揭露覆盖层承压水钻孔的装置及其封堵方法 |
| RU2743123C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-02-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
-
2001
- 2001-08-29 RU RU2001124053/03A patent/RU2235190C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин. РД 51-111-86. - М., 1986, с.4-19. * |
| НАЗАРОВ В.И. и др. Использование воздействия высоконапорных струй при строительстве скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985, с.10-36. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2449849A (en) * | 2007-06-02 | 2008-12-10 | Schlumberger Holdings | Generating and applying a mud cake to a borehole wall |
| GB2449849B (en) * | 2007-06-02 | 2010-09-29 | Schlumberger Holdings | Apparatus and method for inprovements in wellbore drilling |
| US8312940B2 (en) | 2007-06-02 | 2012-11-20 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for improvements in wellbore drilling |
| RU2490429C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ строительства скважины малого диаметра |
| CN108533213A (zh) * | 2018-05-28 | 2018-09-14 | 长江岩土工程总公司（武汉） | 一种封堵揭露覆盖层承压水钻孔的装置及其封堵方法 |
| CN108533213B (zh) * | 2018-05-28 | 2023-06-23 | 长江岩土工程有限公司 | 一种封堵揭露覆盖层承压水钻孔的装置及其封堵方法 |
| RU2743123C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-02-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| GB2398582A (en) | System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore | |
| ITMI952418A1 (it) | Metodo per l'esclusione sotterranea di fluidi | |
| US7975771B2 (en) | Method for running casing while drilling system | |
| US4844164A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| CA2970650C (en) | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates | |
| CA3017386A1 (en) | Single entry fracturing process | |
| EP1218621B1 (en) | Method and plugging material for reducing formation fluid migration in wells | |
| RU2393320C1 (ru) | Способ строительства скважины малого диаметра | |
| US5035813A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| CN100575659C (zh) | 一种欠平衡完井方法 | |
| RU2235190C2 (ru) | Способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его реализации | |
| CA2065338A1 (en) | Well casing flotation device and method | |
| US3713488A (en) | Method and apparatus for isolating the bottom of a borehole from an upper formation | |
| RU2149973C1 (ru) | Способ бурения наклонно направленной и горизонтальной разведочной или добывающей скважины на нефть и газ | |
| RU2576416C1 (ru) | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) | |
| RU2196878C2 (ru) | Способ ликвидации водопритока по зацементированному заколонному пространству при эксплуатации нефтяных и газовых скважин | |
| US4343357A (en) | Downhole surge tools | |
| RU2140536C1 (ru) | Способ определения пластовых давлений в процессе бурения | |
| RU2792128C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин | |
| US20230203894A1 (en) | Liner/casing buoyancy arrangement, method and system | |
| RU2793351C1 (ru) | Способ заканчивания добывающей скважины, вскрывшей переходную зону газовой залежи | |
| CN212671589U (zh) | 穿过高压层和玄武岩垮塌层的井身结构 | |
| US11530595B2 (en) | Systems and methods for horizontal well completions | |
| RU2234593C2 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны | |
| Baumgärtner et al. | Progress at the European HDR project at Soultz–Sous–Forêts: Preliminary results from the deepening of the well GPK2 to 5000 m |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040830 |