RU2382188C1 - Method for recovery of reservoir natural properties, impaired during its opening with boring - Google Patents
Method for recovery of reservoir natural properties, impaired during its opening with boring Download PDFInfo
- Publication number
- RU2382188C1 RU2382188C1 RU2008150074/03A RU2008150074A RU2382188C1 RU 2382188 C1 RU2382188 C1 RU 2382188C1 RU 2008150074/03 A RU2008150074/03 A RU 2008150074/03A RU 2008150074 A RU2008150074 A RU 2008150074A RU 2382188 C1 RU2382188 C1 RU 2382188C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- reservoir
- oil
- boring
- bhz
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления природных свойств коллектора продуктивного пласта, загрязненного с неуправляемым проникновением в призабойную зону пласта (ПЗП) фильтратов бурового и цементного растворов, при вскрытии продуктивного пласта бурением и цементировании обсадной колонны, образующие устойчивые водонефтяные эмульсии, блокирующие проницаемые интервалы.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for restoring the natural properties of a reservoir of a productive reservoir contaminated with uncontrolled penetration into the bottom-hole zone of the formation (PZP) of filtrates of drilling and cement slurries when opening the reservoir by drilling and cementing the casing, forming stable oil-water emulsions that block permeable intervals.
Известны способы и устройства для восстановления коллекторских свойств пласта (см. а.с. СССР №156127, МПК Е21В 43/25, 1966 г. и патент на п/м RU №48203, МПК Е21В 43/25, 2005 г.). Известный способ заключается в том, что напротив обрабатываемого интервала продуктивного пласта устанавливают имплозионные устройства - гидрогенераторы давления (ГГД). В результате создания в обрабатываемой зоне кратковременной депрессии и последующего гидродинамического удара падающим столбом жидкости происходит очистка ПЗП и дренирование за счет образования искусственных или расширения естественных каналов флюидонасыщенных пластов.Known methods and devices for restoring the reservoir properties of the formation (see AS USSR No. 156127, IPC ЕВВ 43/25, 1966, and patent for software RU No. 48203, IPC ЕВВ 43/25, 2005). The known method consists in the fact that opposite the processed interval of the reservoir, install implosion devices - pressure hydrogenerators (GGD). As a result of the creation of a short-term depression in the treated zone and subsequent hydrodynamic shock with a falling column of liquid, PZP is cleaned and drained due to the formation of artificial or expansion of natural channels of fluid-saturated formations.
Недостатком способа является низкая эффективность очистки ПЗП от загрязняющих материалов и условий для создания гидравлического удара, которые снижают успешность его применения.The disadvantage of this method is the low efficiency of cleaning PZP from polluting materials and the conditions for creating water hammer, which reduce the success of its application.
Известен также способ и устройство обработки призабойной зоны скважины (см. а.с. СССР №1471638, БИ №13, 1989), когда в нее опускается специальное устройство - волновой генератор на трубах в интервал продуктивного пласта и в него нагнетается жидкость с расходом 20…25 л/с при давлении 23…27 МПа.There is also a known method and device for processing the bottom-hole zone of a well (see AS USSR No. 1471638, BI No. 13, 1989), when a special device is lowered into it - a wave generator on pipes in the interval of the reservoir and fluid is injected into it at a flow rate of 20 ... 25 l / s at a pressure of 23 ... 27 MPa.
Недостатком способа является длительное воздействие высокого давления и большой расход технологической жидкости (до 60 мин на 1 метр продуктивного интервала), что может явиться причиной утечек в трубах и привести к авариям. К существенным недостаткам способа также можно отнести и проникновение рабочего агента в продуктивный пласт при нагнетании жидкости под большим давлением, превышающим пластовое давление. Данное обстоятельство приводит к смешиванию нефти с рабочим агентом и возникновению высоковязкой трудно извлекаемой из пласта эмульсии. Дополнительно генерируемые генератором акустические волны и кавитационные эффекты в призабойной зоне приводят к разрушению поверхностного слоя стенок призабойной зоны, закупориванию пор и каналов из-за воздействия высокого давления.The disadvantage of this method is the prolonged exposure to high pressure and high flow rate of the process fluid (up to 60 min per 1 meter of the productive interval), which can cause leaks in the pipes and lead to accidents. Significant disadvantages of the method can also be attributed to the penetration of the working agent into the reservoir when the fluid is injected under high pressure exceeding the reservoir pressure. This circumstance leads to the mixing of oil with a working agent and the emergence of highly viscous emulsion difficult to extract from the reservoir. Additionally, acoustic waves and cavitation effects generated by the generator in the bottomhole zone lead to the destruction of the surface layer of the walls of the bottomhole zone, clogging of pores and channels due to high pressure.
Известен буровой раствор на нефтяной основе (см. патент РФ №2243984, С09К 7/02, опубл. в БИ №1, 2005 г.), используемый при вскрытии бурением продуктивных пластов с целью предотвращения загрязнения фильтратами бурового раствора и, следовательно, сохранения природных свойств коллектора, содержащий оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) или карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ), нефтепродукт - в качестве структурообразователя, порошкообразный высокодисперсный наполнитель с ассоциированным газом (воздух, азот) при следующем соотношении ингредиентов:Known oil-based drilling fluid (see RF patent No. 2243984, C09K 7/02, published in BI No. 1, 2005), used when drilling productive formations by drilling to prevent contamination of the mud filtrates and, therefore, preserve natural the properties of the collector containing hydroxyethyl cellulose (OEC) or carboxyl methyl cellulose (CMC), oil as a structure-forming agent, a powdered highly dispersed filler with associated gas (air, nitrogen) in the following ratio of ingredients:
Практика использования на нефтяных промыслах ОАО «Татнефть» известного бурового раствора показала его эффективность в сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта и обеспечила сокращение срока вызова притока продукции пласта и повышение его продуктивности, и позволила добиться ожидаемого дебита скважины.The practice of using the well-known drilling fluid in the oil fields of OAO TATNEFT has shown its effectiveness in preserving the reservoir properties of a productive formation and has provided a reduction in the duration of the production flow of the formation and an increase in its productivity, and has allowed to achieve the expected well production.
К недостаткам известного бурового раствора можно отнести его высокую стоимость, токсичность, пожароопасность, возможность загрязнения окружающей среды отходами бурения, проблемы безопасной их утилизации.The disadvantages of the known drilling fluid include its high cost, toxicity, fire hazard, the possibility of environmental pollution by drilling waste, the problems of their safe disposal.
Известен химический способ обработки призабойной зоны скважины (см. патент РФ №2203409, 7 Е21В 43/22, 37/06, БИ №12, 2003 г.), включающий закачку композиции поверхностно активного вещества (ПАВ) в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию. При этом в качестве ПАВ используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации, причем предварительно скважину обрабатывают растворителем или кислотным раствором.A known chemical method of processing the bottom-hole zone of the well (see RF patent No. 2203409, 7 EV 43/22, 37/06, BI No. 12, 2003), including the injection of a surfactant composition in a mixture of aliphatic and aromatic solvents, selling the composition to the bottom-hole zone of the formation, conducting technological exposure and putting the well into operation. In this case, salts of gossypol resin of 0.01-0.1% concentration are used as surfactants, and the well is pre-treated with a solvent or an acid solution.
В качестве соли госсиполовой смолы используют кальциевые, цинковые, бариевые и натриевые соли, получаемые путем дополнительной обработки госсиполовой смолы. Растворы данных солей являются анионными ПАВ вследствие содержания в составе от 52 до 64% синтетических жирных кислот и их производных. В качестве продавочной жидкости используют безводную нефть. В качестве растворителей используют: гексановую фракцию, бензин БР-2, бензин нестабильный, керосин и широкую фракцию легких углеводородов. В качестве ароматических растворителей используют: этилбензольную фракцию, бутилбензольную фракцию, толуольную фракцию, толуолнефтяной, нефраз АР-120/200 и другие. В качестве смеси растворителей используют растворитель «МИА-ПРОМ», представляющий собой композиционную смесь парафиновых и ароматических углеводородов.The salts of gossypol resin are calcium, zinc, barium and sodium salts obtained by additional processing of gossypol resin. Solutions of these salts are anionic surfactants due to the content in the composition from 52 to 64% of synthetic fatty acids and their derivatives. Anhydrous oil is used as a squeezing liquid. The solvents used are: hexane fraction, BR-2 gasoline, unstable gasoline, kerosene and a wide fraction of light hydrocarbons. The following are used as aromatic solvents: ethylbenzene fraction, butylbenzene fraction, toluene fraction, toluene-oil, nephraz AR-120/200 and others. As a mixture of solvents use the solvent "MIA-PROM", which is a composite mixture of paraffinic and aromatic hydrocarbons.
Смесь растворителей используют при массовом соотношении алифатического растворителя и ароматического растворителя (1-1,5)☹1,5-1) соответственно.A mixture of solvents is used at a mass ratio of aliphatic solvent and aromatic solvent (1-1.5) ☹1.5-1), respectively.
В качестве кислотного состава используют водный раствор соляной кислоты.An aqueous solution of hydrochloric acid is used as the acid composition.
Известный способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа. К недостаткам этого способа можно отнести следующее.The known method in technical essence is closer to the proposed one and can be adopted as a prototype. The disadvantages of this method include the following.
1. Он не обладает достаточной растворяющей способностью, всего от 55,9% до 80%, что делает обработку ПЗП продолжительной (48 часов).1. It does not have sufficient dissolving power, only from 55.9% to 80%, which makes processing PZP long (48 hours).
2. Используемая композиция многокомпонентная, что вызывает определенные трудности в приготовлении ее.2. The composition used is multicomponent, which causes certain difficulties in its preparation.
3. Предварительная обработка прифильтровой зоны скважины, являясь определенным технологическим процессом, также требует наличия материалов обработки и затрат времени.3. Pre-treatment of the pre-filter zone of the well, being a certain technological process, also requires the availability of processing materials and time.
Технической задачей настоящего изобретения является упрощение технологии и снижение стоимости обработки ПЗП за счет использования доступных и недефицитных материалов и сокращения затраты времени.The technical task of the present invention is to simplify the technology and reduce the cost of processing PPP through the use of available and non-deficient materials and reduce time spent.
Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим закачивание в интервал продуктивного пласта композицию поверхностно-активного вещества (ПАВ) в смеси с растворителем, продавку композиции в призабойную зону пласта (ПЗП) и проведение технологической выдержки.The stated technical problem is solved by the described method, including pumping a surfactant composition (mixture) with a solvent into the interval of a productive formation, selling the composition into the bottomhole formation zone (PZP) and holding a technological exposure.
Новым является то, что композиция содержит в качестве указанного ПАВ «Ойл-Пласт 04» и дополнительно - натриевое жидкое стекло, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и воду, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:New is that the composition contains as the specified surfactant Oil-Plast 04 "and additionally - sodium liquid glass, carboxymethyl cellulose (CMC) and water, in the following ratio of ingredients, wt.%:
причем после продавки композиции в ПЗП до гидростатически равновесного состояния проводят закачку в колонну бурильных труб глинистого раствора в объеме 0,1-0,15 м3, не превышая давления на манометре цементировочного агрегата - ЦА-320М 4 МПа, повторяемую несколько раз до получения отсутствия снижения давления на указанном манометре, предварительно герметизировав заколонное пространство путем закрытия устьевого противовыбросного оборудования и приподняв бурильную колонну труб выше верхнего уровня композиции, осуществляют технологическую выдержку, спустив обсадную колонну до забоя, скважину промывают.moreover, after the composition is sold in the BCP to a hydrostatically equilibrium state, clay mud is injected into the drill pipe string in a volume of 0.1-0.15 m 3 , not exceeding the pressure on the manometer of the cementing unit — CA-320M 4 MPa, repeated several times until no reducing pressure on the specified pressure gauge, having previously sealed the annular space by closing the wellhead blowout equipment and lifting the drill pipe string above the upper level of the composition, carry out the technological exposure, lowering the casing to the bottom, the well is washed.
Патентные исследования на новизну существенных признаков предложения проводились по патентному фонду института «ТатНИПИнефть» ретроспективностью в 20 лет. Результаты патентных исследование показали, что объекты, охарактеризованные такой совокупностью существенных признаков, не обнаружены, следовательно, можно предположить, что заявляемый объект обладает новизной и, по нашему мнению, соответствует критерию изобретательского уровня.Patent research on the novelty of the essential features of the proposal was carried out according to the patent fund of the TatNIPIneft Institute with a retrospectiveness of 20 years. The results of a patent study showed that the objects characterized by such a combination of essential features were not found, therefore, it can be assumed that the claimed object has novelty and, in our opinion, meets the criterion of inventive step.
Используемые реагенты по предлагаемому способу выпускаются отечественной промышленностью. Так натриевое жидкое стекло применяли, выпускаемое по ГОСТ 13078-81, и представляет вязкую жидкость серого цвета, плотностью 1,36-1,45 г/см3 с силикатным модулем - 2,3-2,7. КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза - по ОСТ 6-05-351-81, мелкозернистый порошок белого цвета. Комплексный ПАВ с растворителем - «Ойл-Пласт 04» - по ТУ 2383-005-126396633-99, жидкость светло-зеленого цвета, плотностью 1,01-1,015 кг/м3, стабильность до 250 С°, используется нефтяниками как добавка к буровым растворам. Вода - техническая.The reagents used in the proposed method are produced by domestic industry. So sodium liquid glass was used, manufactured according to GOST 13078-81, and is a viscous gray liquid with a density of 1.36-1.45 g / cm 3 with a silicate module - 2.3-2.7. CMC - carboxymethyl cellulose - according to OST 6-05-351-81, fine-grained white powder. Complex surfactant with a solvent - “Oil-Plast 04” - according to TU 2383-005-126396633-99, a light green liquid with a density of 1.01-1.015 kg / m 3 , stability up to 250 ° C, is used by oil industry workers as an additive to drilling fluids. Water is technical.
Раствор композиции для осуществления способа приготавливают следующим образом.A solution of the composition for implementing the method is prepared as follows.
Его готовят в объеме 6 м3 в следующее последовательности. В мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320М набирают 2 части технической воды от общего объема и при циркуляции воды по схеме «мерная емкость» - насос - чанок - насос - мерная емкость добавляют натриевое жидкое стекло. КМЦ вводят в водный раствор натриевого жидкого стекла через чанок ЦА-320М, добавляя небольшими, но равными порциями. При этом циркуляцию продолжают до полного растворения КМЦ. В полученный раствор через чанок небольшими порциями вводят «Ойл-Пласт 04» и по вышеуказанной схеме осуществляют циркуляцию до полного его перемешивания. Затем полученный концентрированный раствор разбавляют до объема 6 м3. В случае ценообразования в процессе приготовления раствора в него вводят 4 литра пеногасителя, например, марки ПЕНТА - 463.It is prepared in a volume of 6 m 3 in the following sequence. 2 parts of technical water from the total volume are collected into the measured capacity of the cementing unit CA-320M, and sodium water glass is added when the water circulates according to the “measured capacity” - pump - chancer - pump - measured capacity scheme. CMC is introduced into an aqueous solution of sodium liquid glass through a CA-320M canister, adding in small but equal portions. In this case, the circulation is continued until the CMC is completely dissolved. Oil-Plast 04 is introduced into the resulting solution through a chunk in small portions and, according to the above scheme, circulate until it is completely mixed. Then the resulting concentrated solution is diluted to a volume of 6 m 3 . In case of pricing during the preparation of the solution, 4 liters of antifoam are introduced into it, for example, PENTA-463 brand.
Рецептура раствора композиции приведена в нижеприведенной таблице.The formulation of the composition solution is shown in the table below.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
После бурения скважины до проектной глубины, которое заканчивалось с первичным вскрытием продуктивного пласта, скважину прорабатывают одним из известных методов, например, очистительными устройствами различной конструкции спускаемым на колонне бурильных труб и промывку скважины созданием круговой циркуляции (см. патент РФ №1723311, МПК Е21В 37/02, БИ №12, 90 г., или патент РФ №2194609, МПК Е21В 37/02, БИ №2, 2000 г.), или с использованием устройств по патентам №1627672, МПК Е21В 10/18, БИ №6, 91 г., №2168600, МПК Е21В 10/18, БИ №16, 2001 г. в которых описана проработка стенок ствола скважины струей жидкости, истекающей из гидромониторных насадок, направленных перпендикулярно или под углом к стенкам скважины, а также с помощью калибрующих лопастей с очистительными скребками. Затем по окончании процесса проработки с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М в скважину закачивают по колонне бурильных труб, спущенных до забоя, приготовленный раствор композиции и продавливают его буровым раствором в призабойную зону продуктивного пласта до гидростатически равновесного состояния, после чего проводят гидродинамические исследования по определению приемистости пластов продуктивного разреза, закачиванием в колонну бурильных труб глинистого раствора в объеме 0,1-0,15 м3, не превышая давления на манометре цементировочного агрегата - ЦА-320М 4 МПа, предварительно герметизировав заколонное пространство путем закрытия устьевого противовыбросного оборудования и приподняв колонну труб выше верхнего уровня композиции, которая остается в скважине до спуска колонны до забоя и первой промывки ствола скважины в полный цикл. За полный цикл принят объем промывочной жидкости для осуществления операции промывки, равный объему скважины.After drilling the well to the design depth, which ended with the primary opening of the reservoir, the well is worked out using one of the known methods, for example, cleaning devices of various designs that are launched on the drill pipe string and flushing the well by creating a circular circulation (see RF patent No. 1723311, IPC Е21В 37 / 02, BI No. 12, 90, or RF patent No. 2194609, IPC E21B 37/02, BI No. 2, 2000), or using devices according to patents No. 1627672, IPC E21B 10/18, BI No. 6 , 91 g., No. 2168600, MPK Е21В 10/18, BI No. 16, 2001, which describe the study of the walls of the barrel and the well with a stream of liquid flowing out of the hydraulic nozzles directed perpendicularly or at an angle to the walls of the well, as well as using calibrating blades with cleaning scrapers. Then, at the end of the development process using the cementing unit ЦА-320М, the prepared composition solution is pumped into the well through a string of drill pipes, lowered to the bottom, and pushed with drilling fluid into the bottom-hole zone of the productive formation to a hydrostatically equilibrium state, after which hydrodynamic studies are carried out to determine injectivity layers of the productive section, pumping clay mud into the drill pipe string in a volume of 0.1-0.15 m 3 , not exceeding the pressure on the cement manometer The approximate unit is CA-320M 4 MPa, having previously sealed the annulus by closing the wellhead blowout equipment and lifting the pipe string above the upper level of the composition, which remains in the well until the column is lowered to the bottom and the first wellbore flushing in a full cycle. For a full cycle, the volume of flushing fluid for the flushing operation is equal to the volume of the well.
В случае снижения значения опрессовочного давления на манометре закачивание глинистого раствора в колонну бурильных труб повторяют несколько раз до получения постоянных значений давления на манометре ЦА-320М. Добившись отсутствия снижения давления на манометре, колонну бурильных труб извлекают на поверхность, а раствор обработки оставляют на продолжение дальнейшей пропитки пласта до 20-24 часов. По истечении этого времени в скважину спускают колонну обсадных труб и после полного цикла промывки ее цементируют.In the case of a decrease in the pressure value of the pressure on the manometer, the injection of the clay solution into the drill pipe string is repeated several times until constant pressure values on the CA-320M manometer are obtained. Having achieved the absence of pressure reduction on the manometer, the drill pipe string is removed to the surface, and the treatment solution is left to continue further penetration of the formation up to 20-24 hours. After this time, the casing string is lowered into the well and, after a full flushing cycle, it is cemented.
Механизм действия применяемого по способу обрабатывающего раствора заключается в следующем.The mechanism of action used in the method of processing solution is as follows.
Содержащееся в обрабатываемом растворе жидкое натриевое стекло, реагируя с различными солями, содержащимися в жидкой фазе глинистого и цементного растворов, а также в пластовых водах образует в порах и каналах труднорастворимые соединения в виде осадка, в результате происходит эффект снижения проницаемости водоносных пропластков, степени набухания глин, следовательно, и способствует упрочнению структуры глинистой корки. При этом одновременно происходит и восстановление природных свойств коллектора, ухудшенных при первичном вскрытии продуктивного пласта бурением за счет проникновения в поры, каналы и трещины компонента «Ойл-Пласт 04», входящего в состав обрабатывающего раствора. «Ойл-Пласт 04» представляет собой сочетание неионогенных, анионактивных и катионоактивных ПАВов, полярных растворителей, стабилизаторов, усилителей (бустеры) и ингибиторов. Указанные составляющие ингредиенты физико-химически воздействуют на капилляры продуктивного пласта, снижая энергетический уровень процессов разрыва связей «нефть-вода», в результате повышается проницаемость пласта с одновременным подключением в работу неосвоенных и засоренных пропластков, увеличивая фазовую проницаемость по нефти. Входящий в состав обрабатывающего раствора КМЦ выступает как замедлитель реакции жидкого стекла с солями, содержащимися в жидкой фазе глинистого бурового раствора.The liquid sodium glass contained in the processed solution, reacting with various salts contained in the liquid phase of clay and cement mortars, as well as in formation waters, forms insoluble compounds in the pores and channels in the form of sediment, which results in a decrease in the permeability of aquifers, the degree of clay swelling , therefore, contributes to the hardening of the structure of the clay crust. At the same time, the natural properties of the reservoir are also restored, which were worsened during the initial opening of the reservoir by drilling due to penetration into the pores, channels and cracks of the Oil-Plast 04 component that is part of the processing solution. Oil-Plast 04 is a combination of nonionic, anionic and cationic surfactants, polar solvents, stabilizers, amplifiers (boosters) and inhibitors. The specified constituent ingredients physically and chemically affect the capillaries of the reservoir, reducing the energy level of the process of breaking oil-water bonds, as a result, the permeability of the reservoir increases with the simultaneous connection of undeveloped and clogged layers, increasing the phase permeability of oil. The CMC, which is part of the processing solution, acts as a moderator of the reaction of water glass with salts contained in the liquid phase of clay mud.
Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа заключается в следующем.The technical and economic advantage of the proposed method is as follows.
Способ испытывался в промысловых условиях ОАО «Татнефть». Согласно результатам промысловых испытаний при креплении скважины в продуктивном интервале удалось исключить поглощение цементного раствора, увеличить коэффициент напряженности цементного камня с колонной в интервале продуктивного пласта в среднем до 0,95 вместо 0,89 по базовым скважинам и получить ожидаемый дебит скважины в соответствии с проектом разработки нефтяной залежи.The method was tested in the field conditions of OAO Tatneft. According to the results of field tests when fixing the well in the production interval, it was possible to eliminate the absorption of cement, increase the coefficient of tension of the cement stone with the column in the interval of the reservoir to an average of 0.95 instead of 0.89 for the base wells and get the expected production rate of the well in accordance with the development project oil deposits.
Claims (1)
причем после продавки композиции в ПЗП до гидростатически равновесного состояния проводят закачку в колонну бурильных труб глинистого раствора в объеме 0,1-0,15 м3, не превышая давления на манометре цементировочного агрегата - ЦА-320М 4 МПа, повторяемую несколько раз, до получения отсутствия снижения давления на указанном манометре, предварительно герметизировав заколонное пространство путем закрытия устьевого противовыбросного оборудования и приподняв бурильную колонну труб выше верхнего уровня композиции, осуществляют технологическую выдержку, спустив обсадную колонну до забоя, скважину промывают. A method of restoring the reservoir’s natural properties, which was worsened when drilling a productive formation, including injecting a surfactant composition — surfactant mixed with a solvent into the formation reservoir interval, pushing the composition into the bottomhole formation zone — PZP and carrying out a technological exposure, characterized in that the composition contains as the specified surfactant "Oil-Plast 04" and optionally sodium liquid glass, carboxymethyl cellulose - CMC and water in the following ratio of ingredients, wt.%:
moreover, after the composition is sold in the BCP to a hydrostatically equilibrium state, clay mud is injected into the drill pipe string in a volume of 0.1-0.15 m 3 , not exceeding the pressure on the manometer of the cementing unit — CA-320M 4 MPa, repeated several times until the absence of pressure reduction on the specified pressure gauge, having previously sealed the annular space by closing the wellhead blowout equipment and lifting the drill pipe string above the upper level of the composition, carry out the technological exposure, the casing lowered to bottom, the well washed.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008150074/03A RU2382188C1 (en) | 2008-12-17 | 2008-12-17 | Method for recovery of reservoir natural properties, impaired during its opening with boring |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008150074/03A RU2382188C1 (en) | 2008-12-17 | 2008-12-17 | Method for recovery of reservoir natural properties, impaired during its opening with boring |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2382188C1 true RU2382188C1 (en) | 2010-02-20 |
Family
ID=42127091
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008150074/03A RU2382188C1 (en) | 2008-12-17 | 2008-12-17 | Method for recovery of reservoir natural properties, impaired during its opening with boring |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2382188C1 (en) |
-
2008
- 2008-12-17 RU RU2008150074/03A patent/RU2382188C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1038090B1 (en) | An improvement in placing cement slurry in wells in the presence of geological zones containing swelling clays or mud residues containing clays | |
| US4844164A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| US3394758A (en) | Method for drilling wells with a gas | |
| EA006086B1 (en) | Method for completing injection wells | |
| CA3090866C (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| AU2015414721A1 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| US5035813A (en) | Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2382188C1 (en) | Method for recovery of reservoir natural properties, impaired during its opening with boring | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| AU2013406710B2 (en) | Treatment of siliceous materials using catechol and amines in subterranean applications | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| Li et al. | Filter Cake Removal during the Cementing and Completion Stages in CO2 Storage Wells: Current Developments, Challenges, and Prospects | |
| CN103911131A (en) | Drilling fluid and preparation method thereof | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2560453C1 (en) | Well repair method | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2172824C1 (en) | Method of treatment and demudding of bottom-hole zone of development wells | |
| RU2534171C2 (en) | Recovery method for natural reservoir performance deteriorated during well construction | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| JP7404549B2 (en) | How to prevent laminar water from entering the bottom of a well | |
| US20230323182A1 (en) | Open-cell, natural materials as lost-circulation material | |
| RU2733561C2 (en) | Method of hydraulic fracturing at late stage of mine working |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161218 |