RU2259460C1 - Method for opening formation characterized by disastrous lost circulation by drilling thereof - Google Patents
Method for opening formation characterized by disastrous lost circulation by drilling thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2259460C1 RU2259460C1 RU2004130048/03A RU2004130048A RU2259460C1 RU 2259460 C1 RU2259460 C1 RU 2259460C1 RU 2004130048/03 A RU2004130048/03 A RU 2004130048/03A RU 2004130048 A RU2004130048 A RU 2004130048A RU 2259460 C1 RU2259460 C1 RU 2259460C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- absorption
- well
- formation
- opening
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к технологии вскрытия бурением пласта с интенсивным и катастрофическим поглощением бурового раствора (промывочной жидкости).The invention relates to the field of drilling oil and gas wells, and in particular to a technology for drilling through a formation with intensive and catastrophic absorption of a drilling fluid (flushing fluid).
Известен способ изоляции поглощающих пластов [1], представленных крупными трещинами и полостями с интенсивным и катастрофическим поглощениями бурового раствора, включающий определение интервала изолируемого поглощающего пласта, спуск до зоны поглощения колонны бурильных труб с пакером, разобщение этим пакером изолируемого поглощающего пласта от вышележащей части скважины и закачку в зону поглощения с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 М твердеющего тампонирующего раствора носителя, например, из цемента, гельцемента или глинистого раствора при одновременной подаче волокнистого и гранулированного наполнителя разной фракции, с плотностью, равной плотности тампонирующего раствора. При этом волокнистый наполнитель выполняют в виде колец, соединенных в цепочки, с диаметром колец, превышающим диаметр крупной фракции гранулированного наполнителя, причем его подачу осуществляют в порядке возрастания фракции.,A known method of isolation of the absorbing formations [1], represented by large cracks and cavities with intense and catastrophic absorption of the drilling fluid, including determining the interval of the insulated absorbing formation, descending to the absorption zone of the drill pipe string with a packer, disconnecting the insulating absorbing formation from the overlying part of the well by this packer and injection of a hardening plugging solution of a carrier, for example, cement, gel cement or clay, into the absorption zone using a pump unit of the CA-320 M type solution while feeding fibrous and granular filler of different fractions, with a density equal to the density of the plugging solution. In this case, the fibrous filler is made in the form of rings connected in chains, with a ring diameter exceeding the diameter of the coarse fraction of the granular filler, and its feeding is carried out in increasing order of fraction.,
Его недостатком является то, что он не учитывает количественное соотношение тампонирующего раствора-носителя и вводимого туда волокнистого материала, что технологический процесс становится неконтролируемым, приводя к неоправданно большим затратам тампонирующего раствора-носителя, а также наполнителя, поскольку насос цементировочного агрегата не может качать волокнистые материалы и как следствие, снижая эффективность изоляционных работ. Кроме того, выполнение волокнистого наполнителя в виде колец определенного диаметра, соединенных в цепочки, вызывает ряд трудностей, связанных с организацией их выпуска в промышленном масштабе, с несколькими технологическими линиями для создания различных типоразмеров наполнителей. Выполнение гранулированного наполнителя разной фракции с плотностью, равной плотности тампонажного раствора, вызывает также ряд технологических трудностей.Its disadvantage is that it does not take into account the quantitative ratio of the plugging carrier solution and the fibrous material introduced therein, that the technological process becomes uncontrolled, leading to unreasonably high costs of the plugging carrier solution, as well as the filler, since the pump of the cementing unit cannot pump fibrous materials and as a result, reducing the effectiveness of insulation work. In addition, the implementation of the fibrous filler in the form of rings of a certain diameter, connected in chains, causes a number of difficulties associated with the organization of their production on an industrial scale, with several production lines for creating various sizes of fillers. The implementation of granular filler of different fractions with a density equal to the density of the cement slurry also causes a number of technological difficulties.
Известен способ вскрытия бурением поглощающего пласта [2], включающий определение интервала поглощения и характеристики циркуляции бурового раствора по соседним пробуренным скважинам разрабатываемой нефтяной залежи по результатам радиоактивного (Рк) или бокового каротажа (Бк), определение пластового давления поглощающего пласта и вскрытие его бурением с использованием глинистого раствора, обработанного наполнителем.A known method of drilling an absorptive layer by drilling [2], which includes determining the absorption interval and the characteristics of the circulation of the drilling fluid through neighboring drilled wells of the developed oil reservoir according to the results of radioactive (P k ) or side logging (B k ), determining the reservoir pressure of the absorbing formation and opening it by drilling using a clay solution treated with a filler.
Известный способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.The known method in technical essence is closer to the proposed one and can be adopted as a prototype.
Способ не эффективен при изоляции катастрофически поглощающего пласта или с интенсивным поглощением.The method is not effective when isolating a catastrophically absorbing formation or with intense absorption.
Из-за полного ухода бурового раствора в пласт при вскрытии катастрофического поглощения дальнейшее продолжение бурения становится экономически невыгодным. При этом увеличение содержания наполнителя, особенно волокнистых выше 5-7% технически невозможно из-за забивания отверстий насадок долота и непрокачиваемости насосом. В таких случаях бурение скважины прекращают, бурильный инструмент поднимают на поверхность и колонну бурильных труб спускают в скважину в компоновке с пакером в зону поглощения и через открытый конец низа бурильной колонны, после предварительного разобщения межтрубного пространства пакером, в поглощающий пласт закачивают тампонирующие смеси с быстросхватывающимися свойствами (БСС) на основе цемента, гипса, гельцемента или осуществляют намыв наполнителей в смеси с глинистым раствором. Если после упомянутых выше мероприятий не удается полностью изолировать пласт, то с частичным уходом бурового раствора добуривают интервал поглощающего пласта, после чего в этом интервале устанавливают цементный мост с последующим разбуриванием для продолжения углубления скважины или в этом интервале устанавливают профильный перекрыватель [3, 4, 5].Due to the complete loss of drilling fluid into the reservoir during the discovery of catastrophic absorption, further drilling is economically unprofitable. At the same time, an increase in the content of filler, especially fibrous, above 5-7% is technically impossible due to clogging of the holes of the nozzles of the bit and pumpability of the pump. In such cases, the drilling of the well is stopped, the drilling tool is lifted to the surface and the drill pipe string is lowered into the well in the layout with the packer into the absorption zone, and after preliminary separation of the annulus by the packer, plugging mixtures with quick setting properties are pumped into the absorbing formation (BSS) based on cement, gypsum, gel cement, or carry out the washing of fillers in a mixture with a clay solution. If after the above-mentioned measures it is not possible to completely isolate the formation, then with partial withdrawal of the drilling fluid, the interval of the absorbing formation is drilled, after which a cement bridge is installed in this interval, followed by drilling to continue deepening the well, or a profile overlap is installed in this interval [3, 4, 5 ].
Известный способ требует больших затрат времени и тампонирующих материалов для ликвидации поглощений, а также многократных дополнительных спуско-подъемных операций, связанных с прекращением процесса углубления скважины. Установка стального профильного перекрывателя в интервале поглощающего пласта сопряжена также с определенными трудностями, связанными с расширением ствола в указанном интервале, развальцовыванием для его дожима после предварительной его установки нагнетанием в его полость жидкости насосным агрегатом, требующими дополнительных спуско-подъемных операций, что в свою очередь требует больших затрат времени, привлечения техники и технических средств, рабочей бригады. А его изготовление требует затрат металла и металлоемкого оборудования. Все это при изоляции катастрофических поглощений требует больших денежных затрат, исчисляемых сотнями тысяч рублей, удорожая стоимость вскрытия катастрофических поглощений и изоляцию зон поглощения.The known method requires a lot of time and plugging materials to eliminate the absorption, as well as multiple additional tripping operations associated with the termination of the process of deepening the well. The installation of a steel profile shutter in the interval of the absorbing layer is also associated with certain difficulties associated with the expansion of the barrel in the specified interval, flaring for it to be boosted after its preliminary installation by pumping fluid into its cavity by a pump unit, requiring additional tripping operations, which in turn requires time-consuming, the attraction of machinery and equipment, the work team. And its manufacture requires the cost of metal and metal-intensive equipment. All this, while isolating catastrophic takeovers, requires a large monetary outlay, amounting to hundreds of thousands of rubles, increasing the cost of opening catastrophic takeovers and isolating absorption zones.
Задачей настоящего изобретения является сокращение затрат материалов и времени, следовательно, снижение стоимости вскрытия и изоляции зон поглощения.The present invention is to reduce the cost of materials and time, therefore, reducing the cost of opening and isolation of the absorption zones.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим определение интервала поглощения, а также таких характеристик, как интенсивность поглощений, наличие в этих интервалах провалов бурильного инструмента, изменений механической скорости бурения, по материалам бурения и геофизических исследований в соседних пробуренных скважинах, определение пластового давления поглощающего пласта и вскрытие его бурением с использованием глинистого раствора, обработанного наполнителем.The problem is solved by the described method, including the determination of the absorption interval, as well as characteristics such as absorption intensity, the presence of drilling tool dips in these intervals, changes in the mechanical drilling speed, based on drilling materials and geophysical studies in neighboring drilled wells, determining the reservoir pressure of the absorbing formation and opening it by drilling using a clay solution treated with a filler.
Новым является то, что вскрытие интервала поглощения с частичным поглощением начинают с использованием глинистого раствора вязкостью 35-40 с и с плотностью, обеспечивающей превышение давление столба бурового раствора над пластовым на 0,3-0,4 МПа, с содержанием волокнистых наполнителей 8-10% от объема бурового раствора, с компоновкой низа бурильной колонны утяжеленной бурильной трубой длиной 75-100 м с диаметром 165-178 мм и с долотом без насадки, промывку забоя скважины указанным буровым раствором осуществляют производительностью не более 14-15 л/сек, при потере циркуляции бурового раствора содержание волокнистого наполнителя в нем увеличивают до 25-35%, а промывку забоя при дальнейшем углублении осуществляют с производительностью насоса 3-4 л/сек до восстановления циркуляции, причем перед приготовлением глинистого раствора пластовое давление поглощающего пласта определяют по следующей формуле (6):What is new is that the opening of the absorption interval with partial absorption is started using a clay solution with a viscosity of 35-40 s and with a density that provides an excess of the column pressure of the drilling fluid above the reservoir by 0.3-0.4 MPa, with a content of fibrous fillers of 8-10 % of the volume of the drilling fluid, with the layout of the bottom of the drill string weighted by a drill pipe with a length of 75-100 m with a diameter of 165-178 mm and with a bit without a nozzle, washing the bottom of the well with the specified drilling fluid is carried out with a capacity of not more than 14-15 l / s, in case of loss of circulation of the drilling fluid, the content of the fibrous filler in it is increased to 25-35%, and flushing of the bottom with further deepening is carried out with a pump capacity of 3-4 l / s until the circulation is restored, and before preparing the mud, the reservoir pressure of the absorbing formation is determined by the following formula (6):
где Рпл - пластовое давление, МПа;where R PL - reservoir pressure, MPa;
Н3 - глубина зоны поглощения по вертикали, м;H 3 - the depth of the absorption zone vertically, m;
Аальт - альтитуда устья скважины, м.And alt is the altitude of the wellhead, m.
После полной проходки интервала поглощения зону поглощения закрепляют закачкой цементного раствора.After complete penetration of the absorption interval, the absorption zone is fixed by injection of cement mortar.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Сначала по пробуренным соседним скважинам разрабатываемого нефтяного месторождения определяют интервалы залегания катастрофического поглощения, сопровождаемые провалами, заклиниваниями, прихватами бурильного инструмента, по данным гидродинамических исследований определяют интенсивность поглощения (приемистость), а также по результатам бокового каротажа (Бк) и радиоактивного каротажа (Рк) приближенно оценивают раскрытие поглощающих каналов и другие характеристики, статический уровень, удельный вес бурового раствора и т.д. Перед началом работ производят изоляцию цементированием всех вскрытых бурением зон обвалов и зон поглощений.First, by the drilled neighboring wells of the developed oil field, the intervals of catastrophic absorption occurring, accompanied by dips, jamming, sticking of the drilling tool, are determined, according to the hydrodynamic studies, the absorption intensity (injectivity), as well as the results of side logging (B to ) and radioactive logging (P to ) approximately evaluate the opening of the absorbing channels and other characteristics, static level, specific gravity of the drilling fluid, etc. Before starting work, insulation is made by cementing of all collapsed zones and absorption zones uncovered by drilling.
Вскрытие катастрофически поглощающего пласта начинают следующим образом.An autopsy of a catastrophically absorbing formation begins as follows.
Перед спуском инструмента в скважину низ бурильной колонны компонуют утяжеленной бурильной трубой длиной примерно 75-100 м с диаметром ⌀165-178 мм, а у долота убирают насадки, чтобы обеспечить необходимую промывку забоя буровым раствором с большим содержанием наполнителя.Before the tool is lowered into the well, the bottom of the drill string is assembled with a weighted drill pipe about 75-100 m long with a diameter of ⌀165-178 mm, and nozzles are removed from the bit to provide the necessary flushing of the bottom with a drilling fluid with a high filler content.
Глинистый буровой раствор приготавливают с вязкостью 35-40 с по СПВ-5, предварительно определив пластовое давление вскрываемой зоны поглощения по формуле [1]:Clay drilling mud is prepared with a viscosity of 35-40 s according to SPV-5, having previously determined the reservoir pressure of the open absorption zone according to the formula [1]:
При этом плотность бурового раствора выбирают из расчета, чтобы она обеспечивала превышение давления столба бурового раствора над пластовым на 0,3-0,4 МПа с содержанием волокнистых наполнителей до 8-10%. Промывку забоя указанным буровым раствором осуществляют одним буровым насосом производительностью не более 15 л/с. С целью предотвращения прихвата бурильного инструмента углубление скважины в осложненном интервале производят с многократными проработками. Для этого после вскрытия 3-5 м зоны поглощения бурильный инструмент приподнимают. Если при этом наблюдаются затяжки, вскрытый интервал многократно прорабатывают до ликвидации затяжек и заклинивания бурильного инструмента. Только после этого скважину углубляют вновь на 3-5 м с последующей проверкой наличия затяжек и проработок вскрытого интервала.The density of the drilling fluid is selected from the calculation so that it provides an excess of the pressure of the column of drilling fluid above the reservoir by 0.3-0.4 MPa with a content of fibrous fillers up to 8-10%. Flushing of the face with the specified drilling fluid is carried out by one mud pump with a capacity of not more than 15 l / s. In order to prevent sticking of the drilling tool, the deepening of the well in the complicated interval is carried out with multiple studies. For this, after opening 3-5 m of the absorption zone, the drilling tool is lifted. If puffs are observed at the same time, the opened interval is repeatedly worked out until the puffs are eliminated and the drilling tool is stuck. Only after this, the well is deepened again by 3-5 m with subsequent verification of the presence of puffs and studies of the opened interval.
После начала катастрофического поглощения бурового раствора в поглощающий пласт содержание волокнистого наполнителя в буровом растворе увеличивают до 25-35%, а промывку забоя при дальнейшем углублении осуществляют с меньшей производительностью насоса не более 4 л/с до восстановления циркуляции. Таким образом, способ позволяет изолировать зону поглощения в процессе ее вскрытия, при котором совмещается углубление скважины бурением и изоляция катастрофического поглощения при этом. После полной проходки интервала поглощения его крепят закачиванием цементного раствора с последующим разбуриванием образованного там цементного моста для дальнейшей проходки, при котором производительность насоса увеличивают до 15 л/с.After the beginning of the catastrophic absorption of the drilling fluid into the absorbing formation, the content of fibrous filler in the drilling fluid is increased to 25-35%, and the face is washed with further deepening with a lower pump capacity of not more than 4 l / s until the circulation is restored. Thus, the method allows to isolate the absorption zone in the process of opening it, in which the deepening of the well by drilling and isolation of catastrophic absorption are combined. After the penetration interval has been completely drilled, it is fixed by pumping the cement mortar, followed by drilling the cement bridge formed there for further penetration, at which the pump capacity is increased to 15 l / s.
Пример конкретного осуществления способа.An example of a specific implementation of the method.
Способ был испытан в промысловых условиях на Ромашкинском месторождении нефти на нескольких скважинах ОАО «Татнефть».The method was tested under field conditions at the Romashkinskoye oil field at several wells of OAO Tatneft.
По анализу пробуренных соседних скважин установлено, что наличие катастрофической зоны поглощения в Нижнефоминском подъярусе (на примере одной скважины).According to the analysis of the drilled neighboring wells, it was found that the presence of a catastrophic absorption zone in the Nizhnefominsky sub-tier (for example, one well).
Альтитуда устья скважины - 250 м.Altitude of the wellhead - 250 m.
Глубина зоны с частичным поглощением - 1445 м.The depth of the partial absorption zone is 1445 m.
Глубина катастрофической зоны поглощения - 1450 м.The depth of the catastrophic absorption zone is 1450 m.
Интервал катастрофического поглощения - 1450-1500 м.The catastrophic absorption interval is 1450-1500 m.
Провал инструмента - 1463 м.Tool failure - 1463 m.
Приемистость поглощающего пласта при отсутствии избыточного давления - 60 м3/час.The pick-up of the absorbing layer in the absence of excess pressure is 60 m 3 / h.
Определяли пластовое давление поглощающего пласта Рпл с использованием формулы [1]:Determined the reservoir pressure of the absorbing reservoir R PL using the formula [1]:
Согласно заявляемому способу давление столба бурового раствора Рст.б.р. при вскрытии зоны поглощения не должно превышать пластовое давление на 0,4 МПа. Из этого условия определяли давление столба бурового раствора.According to the claimed method, the pressure of the column of drilling fluid R st. when opening the absorption zone, it should not exceed reservoir pressure by 0.4 MPa. From this condition, the mud column pressure was determined.
При этом плотность используемого глинистого раствора составила 1050,3 кг/м3.The density of the used clay solution was 1050.3 kg / m 3 .
Перед спуском в скважину бурового инструмента низ бурильной колонны скомпоновали утяжеленной бурильной трубой длиной 84 м с диаметром 178 мм. С целью обеспечения необходимого расхода бурового раствора и его проходимости с повышенным содержанием наполнителя долото спустили без насадок. При вскрытии пласта с частичным поглощением в буровой раствор вводили кордное волокно в объеме 8%. Промывку забоя упомянутым буровым раствором осуществляли одним буровым насосом производительностью 15 л/с.Before lowering the drilling tool into the well, the bottom of the drill string was arranged with a weighted drill pipe 84 m long with a diameter of 178 mm. In order to ensure the required flow rate of the drilling fluid and its throughput with a high filler content, the bit was lowered without nozzles. At the opening of the formation with partial absorption, cord fiber was introduced into the drilling fluid in a volume of 8%. The bottom hole was washed with the mentioned drilling fluid by a single mud pump with a capacity of 15 l / s.
На глубине 1463 м произошел провал бурильного инструмента с потерей циркуляции бурового раствора, после этого содержание кордного волокна доводили до 35% и, промывая забой с производительностью бурового насоса 4 л/с, продолжили углубление забоя бурением. Через каждые 4 метра проходки проверяли наличие затяжки, многократными проработками его устраняли. При глубине забоя 1492 м циркуляция восстановилась. Скважину углубляли до 1510 метров, в пройденный интервал через открытый конец бурильной колонны закачали цементный раствор из 5 тонн цемента с добавлением в него 5% CaCl2 - хлористого кальция для ускорения схватывания цемента. Далее бурильную колонну подняли на 200 м, и закрыв превентор, цементный раствор в объеме 1 м3 задавили в зону поглощения. Давление задавки составило 35 атмосфер. После разбуривания цементного моста в интервале 1440-1495 м поглощение не наблюдалось.At a depth of 1463 m, the drilling tool failed with loss of drilling fluid circulation, after that the cord fiber content was brought up to 35% and, washing the face with a drilling pump capacity of 4 l / s, they continued to deepen the face by drilling. After every 4 meters of penetration, the presence of a puff was checked, and repeated studies eliminated it. At a bottom depth of 1492 m, circulation was restored. The well was deepened to 1510 meters, a cement mortar of 5 tons of cement was pumped into the interval through the open end of the drill string with the addition of 5% CaCl 2 - calcium chloride to accelerate the setting of cement. Then the drill string was lifted 200 m, and having closed the preventer, the cement mortar in a volume of 1 m 3 was crushed into the absorption zone. Pressing pressure was 35 atmospheres. After drilling a cement bridge in the interval 1440-1495 m, absorption was not observed.
Технико-экономическое преимущество изобретения складывается из следующего.The technical and economic advantage of the invention consists of the following.
Совмещается углубление забоя и изоляция зоны поглощения, в результате значительно сокращаются материальные затраты и время ликвидации катастрофических поглощений бурового раствора, при этом исключаются дополнительные спуско-подъемные операции, а также использование дорогостоящих технических средств. Таким образом, способ позволяет резко снизить стоимость вскрытия бурением интервала поглощающих пластов.The deepening of the face and isolation of the absorption zone are combined, as a result, material costs and the time for eliminating catastrophic losses of the drilling fluid are significantly reduced, while additional tripping and lifting operations, as well as the use of expensive technical equipment, are eliminated. Thus, the method allows to drastically reduce the cost of drilling through the interval of the absorbing formations.
Широкое использование изобретения позволит получить ощутимый экономический эффект на буровых предприятиях при бурении скважин.The widespread use of the invention will provide a tangible economic effect at drilling enterprises when drilling wells.
Источники информации.Information sources.
1. Патент Р.Ф. №2042781, Е 21 В 33/13, БИ №24, 1995 г.1. Patent R.F. No. 2042781, Е 21 В 33/13, BI No. 24, 1995
2. Справочник инженера по бурению, т. 2, под редакцией В.И.Мищевича и Н.А.Сидорова. М.: Недра, 1973 г., стр. 86-96, 103-104 (прототип).2. Handbook of a drilling engineer, vol. 2, edited by V. I. Mishchevich and N. A. Sidorov. M .: Nedra, 1973, pp. 86-96, 103-104 (prototype).
3. А.С. №1712581, Е 21 В 29/10.3. A.S. No. 1712581, Е 21 В 29/10.
4. Патент Р.Ф. №1782079, Е 21 В 29/10, 33/13, БИ №2, 1995 г.4. Patent R.F. No. 1782079, Е 21 В 29/10, 33/13, BI No. 2, 1995
5. Статья Г.С.Абдрахманова и др. Изоляция зон поглощения стальными трубами без уменьшения диаметра скважины, журнал «Нефтяное хозяйство» №4, 1982 г., стр. 26-27.5. Article by G. S. Abdrakhmanov et al. Isolation of absorption zones by steel pipes without reducing the diameter of the well, Oil Industry Journal No. 4, 1982, pp. 26-27.
6. Журнал «Нефтяное хозяйство», №3, 2003 г., стр.35, статья «Исследования при разработке технологии вскрытия кыновского горизонта под большим зенитным углом».6. The journal "Oil Industry", No. 3, 2003, p. 35, article "Research in the development of technology for opening the Kynovsky horizon at a large zenith angle."
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004130048/03A RU2259460C1 (en) | 2004-10-11 | 2004-10-11 | Method for opening formation characterized by disastrous lost circulation by drilling thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004130048/03A RU2259460C1 (en) | 2004-10-11 | 2004-10-11 | Method for opening formation characterized by disastrous lost circulation by drilling thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2259460C1 true RU2259460C1 (en) | 2005-08-27 |
Family
ID=35846715
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004130048/03A RU2259460C1 (en) | 2004-10-11 | 2004-10-11 | Method for opening formation characterized by disastrous lost circulation by drilling thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2259460C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453674C1 (en) * | 2011-09-19 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation |
| RU2459922C1 (en) * | 2011-10-20 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well construction |
| RU2461706C2 (en) * | 2007-04-05 | 2012-09-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for well treatment at oil fields by mixture of fluid medium and fiber (versions) |
| RU2478769C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well drilling |
| RU2547862C1 (en) * | 2014-05-21 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well drilling method |
| RU2569653C1 (en) * | 2014-09-03 | 2015-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Управляющая компания "Татбурнефть" (ООО "УК "Татбурнефть") | Method for conductor drilling of well disastrous lost circulation and device for its implementation |
| RU2588074C1 (en) * | 2015-08-11 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for isolation of thief zone during well drilling |
| RU2606742C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well drilling |
| RU2719889C1 (en) * | 2019-07-09 | 2020-04-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГБОУ ВО "МГТУ") | Drilling method in water area |
| RU2768569C1 (en) * | 2021-09-07 | 2022-03-24 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for isolating loss zones when drilling wells |
-
2004
- 2004-10-11 RU RU2004130048/03A patent/RU2259460C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МИЩЕВИЧ В.И. и др., Справочник инженера по бурению. Том 2, Москва, Недра, 1973, с. 86-96, 103-104. * |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2461706C2 (en) * | 2007-04-05 | 2012-09-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for well treatment at oil fields by mixture of fluid medium and fiber (versions) |
| US8322424B2 (en) | 2007-04-05 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Use of a chopper mechanism to add fibers to a well |
| US9016377B2 (en) | 2007-04-05 | 2015-04-28 | Schlumberger Technology Corporation | Use of a chopper mechanism to add fibers to a well |
| RU2453674C1 (en) * | 2011-09-19 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation |
| RU2459922C1 (en) * | 2011-10-20 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well construction |
| RU2478769C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well drilling |
| RU2547862C1 (en) * | 2014-05-21 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well drilling method |
| RU2569653C1 (en) * | 2014-09-03 | 2015-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Управляющая компания "Татбурнефть" (ООО "УК "Татбурнефть") | Method for conductor drilling of well disastrous lost circulation and device for its implementation |
| RU2588074C1 (en) * | 2015-08-11 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for isolation of thief zone during well drilling |
| RU2606742C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well drilling |
| RU2719889C1 (en) * | 2019-07-09 | 2020-04-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГБОУ ВО "МГТУ") | Drilling method in water area |
| RU2768569C1 (en) * | 2021-09-07 | 2022-03-24 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for isolating loss zones when drilling wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2746567C (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
| RU2108445C1 (en) | Method for restoring tightness of casing clearance | |
| RU2324811C1 (en) | Method of well productivity improvement (versions) | |
| RU2259460C1 (en) | Method for opening formation characterized by disastrous lost circulation by drilling thereof | |
| US20160076349A1 (en) | Method and apparatus for enhancing the productivity of wells | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2682391C1 (en) | Formation in the well interval by interval multi-stage hydraulic fracturing performance method and a device for its implementation | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2576416C1 (en) | Method to fix process wells of underground storages of gaseous and liquid hydrocarbons (versions) | |
| US3417816A (en) | Method of cementing well casing | |
| US3557874A (en) | Method of drilling and completing a gas well | |
| RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well | |
| US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2280760C1 (en) | Filtering well construction method | |
| RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
| AU2017386380A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2183265C2 (en) | Method of segregation of formations in well | |
| Rodvelt | Improved construction of vertical wells | |
| SU1155721A1 (en) | Method of isolating absorption zones | |
| US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190353019A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2139413C1 (en) | Method for construction of wells | |
| Khodadadi | Investigation of gas migration in Khangiran wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081012 |