RU2557029C1 - Well drilling method - Google Patents
Well drilling method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2557029C1 RU2557029C1 RU2014141531/03A RU2014141531A RU2557029C1 RU 2557029 C1 RU2557029 C1 RU 2557029C1 RU 2014141531/03 A RU2014141531/03 A RU 2014141531/03A RU 2014141531 A RU2014141531 A RU 2014141531A RU 2557029 C1 RU2557029 C1 RU 2557029C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- assembly
- zone
- fluid
- insulating composition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in well drilling.
Известен способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости из внутренней полости компоновки через долото на забой, при этом в зоне поглощения промывочной жидкости часть потока промывочной жидкости из внутренней полости компоновки направляют в затрубное пространство над долотом (Патент РФ №2024723, кл. Е21В 21/00, опубл. 15.12.94).A known method of drilling a well, comprising rotating and axially feeding the assembly with a bit and supplying washing liquid from the internal cavity of the assembly through the bit to the bottom, while in the absorption zone of the washing liquid, part of the flow of washing liquid from the internal cavity of the assembly is directed into the annulus above the bit (RF Patent No. 2024723, CL ЕВВ 21/00, publ. 15.12.94).
К недостаткам этого способа относится ненадежность работы в зонах поглощения промывочной жидкости, особенно интенсивного ухода промывочной жидкости, т.к. вдавливаемая в проницаемые стенки скважины фильтрационная корка не приводит к закупориванию раскрытых каналов поглощающих пород.The disadvantages of this method include the unreliability of work in the zones of absorption of the washing fluid, especially the intensive care of the washing fluid, because the filter cake pressed into the permeable walls of the well does not clog the open channels of the absorbing rocks.
Известен способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, при этом в зоне поглощения промывочной жидкости подают весь поток промывочной жидкости в затрубное кольцевое пространство над долотом (Патент РФ №2024729, кл. Е21В 21/00, опубл. 15.12.94).A known method of drilling a well, comprising rotating and axially feeding the assembly with a bit and supplying washing fluid through the internal cavity of the assembly to the bottom, while in the absorption zone of the washing fluid, the entire flow of washing fluid is fed into the annular annular space above the bit (RF Patent No. 2024729, class. ЕВВ 21/00, publ. 15.12.94).
К недостаткам известного способа относится техническая сложность практической реализации из-за высокой вероятности прихвата долота в шламовом “стакане”, который его полностью перекрывает.The disadvantages of this method include the technical complexity of practical implementation due to the high probability of sticking a bit in the sludge "glass", which completely covers it.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ вскрытия пластов, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, в зоне продуктивного пласта подачу всего потока промывочной жидкости в затрубное пространство скважины. Вскрытие с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой ведут до кровли продуктивных пластов, не вскрывая их, спускают и цементируют обсадную колонну с клиновым посадочным кольцом в башмачной части, продолжают вскрытие с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой до продуктивного пласта, при вскрытии продуктивного пласта разобщают затрубное пространство скважины выше продуктивного пласта, подачу всего потока промывочной жидкости ведут через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство скважины выше места разобщения, одновременно создают в затрубном пространстве ниже места разобщения пониженное давление и депрессию на продуктивный пласт и эжектируют жидкость со шламом с забоя через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство выше места разобщения, перемешивают с промывочной жидкостью и направляют к устью скважины. Для бурения используют компоновку, включающую переводник бурильной колонны и долота. В боковой поверхности переводника установлена разрушаемая мембрана, а ниже нее - седло и запорный элемент с центральными отверстиями (патент РФ №2279535, кл. Е21В 21/00, Е21В 10/18, опубл. 10.07.2006 - прототип).Closest to the proposed invention by technical essence is a method of opening the formation, including rotation and axial flow of the layout with a bit and supply of flushing fluid through the internal cavity of the layout to the bottom, in the zone of the reservoir, the entire flow of flushing fluid into the annulus of the well. An autopsy with the supply of flushing fluid through the internal cavity of the layout to the bottom is carried out to the top of the productive formations, without opening them, the casing with the wedge ring in the shoe part is lowered and cemented, the autopsy is continued with the supply of flushing fluid through the internal cavity of the layout to the bottom of the reservoir, when opening the reservoir, the annulus of the well is divided above the reservoir, the entire flow of flushing fluid is fed through the internal cavity of the assembly into the annulus of the well above the place of separation, at the same time create in the annulus below the place of separation of reduced pressure and depression on the reservoir and eject the liquid with slurry from the bottom through the internal cavity of the assembly into the annulus above the place of separation, mix with the flushing fluid and direct to the wellhead. For drilling, an arrangement is used that includes a drill string and bit sub. A destructible membrane is installed in the lateral surface of the sub, and below it there is a saddle and a locking element with central holes (RF patent No. 2279535, CL ЕВВ 21/00, Е21В 10/18, publ. 10.07.2006 - prototype).
При бурении в зоне с поглощением промывочной жидкости запорный элемент забрасывают в бурильную колонну. Повышением давления разрушают мембрану и часть потока направляют через боковое отверстие переводника. На забое происходит накапливание шлама и образование густой смеси шлама и раствора. Калибрующие элементы долота вдавливают твердые частицы шлама и смеси в стенку скважины. Происходит закупоривание пор пласта, предотвращающее поглощение промывочной жидкости.When drilling in the zone with the absorption of flushing fluid, the shut-off element is thrown into the drill string. By increasing the pressure, the membrane is destroyed and part of the flow is directed through the side opening of the sub. At the bottom, sludge accumulates and a thick mixture of sludge and solution is formed. The gauge elements of the bit press the solid particles of the sludge and mixture into the wall of the well. Clogging of the pores of the formation occurs, preventing the absorption of flushing fluid.
Недостатком известного способа является ненадежность работы в зонах поглощения промывочной жидкости, особенно интенсивного ухода промывочной жидкости, т.к. вдавливаемая в проницаемые стенки скважины фильтрационная корка не приводит к закупориванию раскрытых каналов поглощающих пород.The disadvantage of this method is the unreliability of work in the absorption zones of the washing fluid, especially the intensive care of the washing fluid, because the filter cake pressed into the permeable walls of the well does not clog the open channels of the absorbing rocks.
В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважины.The invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of the zones of absorption of flushing fluid when drilling a well.
Задача решается тем, что в способе бурения скважины, включающем вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, в зоне поглощения промывочной жидкости перевод подачи жидкости в затрубное пространство над долотом, согласно изобретению при переводе подачи жидкости в зоне поглощения в качестве жидкости подают изолирующий состав при давлении 2-6 МПа, расходе 8-12 л/с в объеме 10-30 м3, выше объема закачки размещают буровой раствор, поднимают компоновку в зону бурового раствора, создают давление до 3 МПа в затрубном пространстве, продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава, проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава, деактивируют переводник, восстанавливают циркуляцию и определяют приемистость, при приемистости не более 2 м3/час восстанавливают процесс бурения.The problem is solved in that in a method for drilling a well, comprising rotating and axially feeding the assembly with a bit and supplying washing fluid through the internal cavity of the assembly to the bottom, in the absorption zone of the washing fluid, transferring the fluid supply to the annulus above the bit, according to the invention, when transferring the fluid supply to the absorption zone as a liquid insulating composition is fed under a pressure of 2-6 MPa, flow rate 8-12 l / s in a volume of 10-30 m 3 greater than injection volume disposed drilling mud in the drilling arrangement of raised extensible zone ora, pressurized to 3 MPa in the annulus, is extruded insulating composition in an absorption zone in the volume of the insulating composition, carried out technological exposure to setting and hardening insulating composition deactivate sub restore circulation and determine the pickup at pickup of not more than 2 m 3 / h restore the drilling process.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При бурении скважины особую сложность вызывают зоны ухода промывочной жидкости. Несмотря на имеющиеся разработки, проблема проводки скважины через зоны полного или частичного ухода промывочной жидкости остается не решенной. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважины. Задача решается следующим образом.When drilling a well, flushing fluid exit zones are particularly difficult. Despite the existing developments, the problem of well drilling through the zones of full or partial withdrawal of flushing fluid remains unsolved. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of the zones of absorption of flushing fluid when drilling a well. The problem is solved as follows.
При бурении скважины проводят вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. В зоне поглощения промывочной жидкости активизируют переводник, расположенный над забойным двигателем. Переводят подачу жидкости от долота в затрубное пространство над забойным двигателем. В качестве жидкости с устья скважины по бурильным трубам подают изолирующий состав при давлении 2-6 МПа, расходе 8-12 л/с в объеме 10-30 м3. Подобранный режим подачи изолирующего состава является оптимальным с точки зрения заполнения зоны поглощения и предотвращения полного ухода состава в зону поглощения. Выше объема закачки размещают буровой раствор. Поднимают компоновку в зону бурового раствора для исключения прихватывания компоновки твердеющим изолирующим составом. Создают давление до 3 МПа в затрубном пространстве и продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава. Давление до 3 МПа позволяет задавить изолирующий состав в зону поглощения на достаточную для изоляции глубину без полного ухода состава в зону поглощения. Проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава. Деактивируют переводник и восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости по бурильным трубам через долото. Определяют приемистость скважины. При приемистости не более 2 м3/час считают зону поглощения заизолированной. Восстанавливают процесс бурения и добуривают скважину до проектной отметки.When drilling a well, the assembly is rotated and axially fed with a bit and flushing fluid is supplied through the internal cavity of the assembly to the bottom. In the absorption zone of the flushing fluid, a sub located above the downhole motor is activated. Transfer the fluid supply from the bit to the annulus above the downhole motor. As a fluid from the wellhead through the drill pipes, an insulating composition is supplied at a pressure of 2-6 MPa, a flow rate of 8-12 l / s in a volume of 10-30 m 3 . The selected mode of supply of the insulating composition is optimal from the point of view of filling the absorption zone and preventing the complete departure of the composition into the absorption zone. A drilling fluid is placed above the injection volume. Raise the layout in the zone of the drilling fluid to prevent sticking of the layout of the hardening insulating composition. Create a pressure of up to 3 MPa in the annulus and push the insulating composition into the absorption zone in the volume of the insulating composition. Pressure up to 3 MPa allows you to push the insulating composition into the absorption zone to a depth sufficient for isolation without completely leaving the composition to the absorption zone. Carry out technological exposure to the setting and hardening of the insulating composition. Deactivate the sub and restore the circulation of drilling fluid through the drill pipe through the bit. Determine the injectivity of the well. With an injectivity of not more than 2 m 3 / h, the absorption zone is considered insulated. Restore the drilling process and drill the well to the design level.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Бурят скважину с применением компоновки с забойным двигателем, долотом и переводником, установленным над забойным двигателем. Проводят вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. В зоне поглощения промывочной жидкости на глубине 1530 м активизируют переводник, расположенный над долотом. Переводят подачу жидкости от долота в затрубное пространство над забойным двигателем. В качестве жидкости с устья скважины по бурильным трубам подают изолирующий состав, включающий наполнитель в виде резиновой крошки - 0,07 т, биополимер - 0,03 т, известь - 0,1 т, при давлении 2 МПа, расходе 8 л/с в объеме 10 м3. Выше объема закачки размещают глинистый буровой раствор плотностью 1,65 г/см3. Поднимают компоновку в зону бурового раствора. Создают давление 2 МПа в затрубном пространстве и продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава. Проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава в течение 2 часов. Деактивируют переводник и восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости по бурильным трубам через долото. Определяют приемистость скважины. Приемистость равна 2 м3/час. Считают зону поглощения заизолированной. Восстанавливают процесс бурения и добуривают скважину до проектной отметки.Example 1. Drill a well using a layout with a downhole motor, a bit and a sub mounted above the downhole motor. Rotate and axial feed the layout with a bit and supply flushing fluid through the internal cavity of the layout to the bottom. In the absorption zone of the flushing fluid at a depth of 1530 m, a sub located above the bit is activated. Transfer the fluid supply from the bit to the annulus above the downhole motor. As a fluid from the wellhead, an insulating composition is supplied through the drill pipes, including filler in the form of crumb rubber - 0.07 tons, biopolymer - 0.03 tons, lime - 0.1 tons, at a pressure of 2 MPa, flow rate 8 l / s volume of 10 m 3 . A clay drilling fluid with a density of 1.65 g / cm 3 is placed above the injection volume. Raise the layout in the mud zone. They create a pressure of 2 MPa in the annulus and push the insulating composition into the absorption zone in the volume of the insulating composition. Spend technological exposure to the setting and hardening of the insulating composition for 2 hours. Deactivate the sub and restore the circulation of drilling fluid through the drill pipe through the bit. Determine the injectivity of the well. Pickup is equal to 2 m 3 / hour. Consider the absorption zone insulated. Restore the drilling process and drill the well to the design level.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. В зоне поглощения промывочной жидкости на глубине 1532 м активизируют переводник, расположенный над долотом. Переводят подачу жидкости от долота в затрубное пространство над забойным двигателем через переводник путем его активации. В качестве жидкости с устья скважины по бурильным трубам подают изолирующий состав, включающий глинистый раствор плотностью 1,3 г/см3, содержащий волокнистый наполнитель в виде - кордового волокна из расчета 2,0 м3 на 10 м3 раствора, при давлении 6 МПа, расходе 12 л/с в объеме 30 м3. Выше объема закачки размещают глинистый буровой раствор плотностью 1,6 г/см3. Поднимают компоновку в зону бурового раствора. Создают давление 3 МПа в затрубном пространстве и продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава. Проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава в течение 2 часов. Деактивируют переводник и восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости по бурильным трубам через долото. Определяют приемистость скважины. Приемистость равна 1 м3/час. Считают зону поглощения заизолированной. Восстанавливают процесс бурения и добуривают скважину до проектной отметки.Example 2. Perform, as example 1. In the absorption zone of the washing fluid at a depth of 1532 m activate the sub located above the bit. Transfer the fluid supply from the bit to the annulus above the downhole motor through the sub by activating it. As a fluid from the wellhead, an insulating composition is supplied through the drill pipes, including a clay solution with a density of 1.3 g / cm 3 containing a fibrous filler in the form of a cord cord at the rate of 2.0 m 3 per 10 m 3 of solution, at a pressure of 6 MPa , a flow rate of 12 l / s in a volume of 30 m 3 . A clay drilling fluid with a density of 1.6 g / cm 3 is placed above the injection volume. Raise the layout in the mud zone. Create a pressure of 3 MPa in the annulus and push the insulating composition into the absorption zone in the volume of the insulating composition. Spend technological exposure to the setting and hardening of the insulating composition for 2 hours. Deactivate the sub and restore the circulation of drilling fluid through the drill pipe through the bit. Determine the injectivity of the well. Pickup is equal to 1 m 3 / hour. Consider the absorption zone insulated. Restore the drilling process and drill the well to the design level.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. В зоне поглощения промывочной жидкости на глубине 1531 м активизируют переводник, расположенный над долотом. Переводят подачу жидкости от долота в затрубное пространство над забойным двигателем через переводник путем его активации. В качестве жидкости с устья скважины по бурильным трубам подают изолирующий состав, включающий глинистый раствор плотностью 1,4 г/см3, содержащий резиновую крошку из расчета 3,0 м3 на 10 м3 раствора, при давлении 4 МПа, расходе 10 л/с в объеме 20 м3. Выше объема закачки размещают глинистый буровой раствор плотностью 1,5 г/см3. Поднимают компоновку в зону бурового раствора. Создают давление 2,5 МПа в затрубном пространстве и продавливают изолирующий состав в зону поглощения в объеме изолирующего состава. Проводят технологическую выдержку на схватывание и твердение изолирующего состава в течение 2 часов. Деактивируют переводник и восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости по бурильным трубам через долото. Определяют приемистость скважины. Приемистость равна 0. Считают зону поглощения заизолированной. Восстанавливают процесс бурения и добуривают скважину до проектной отметки.Example 3. Perform, as example 1. In the absorption zone of the washing fluid at a depth of 1531 m activate the sub located above the bit. Transfer the fluid supply from the bit to the annulus above the downhole motor through the sub by activating it. As the fluid from the wellhead, an insulating composition is supplied through the drill pipes, including a clay solution with a density of 1.4 g / cm 3 containing crumb rubber at the rate of 3.0 m 3 per 10 m 3 of solution, at a pressure of 4 MPa, flow rate 10 l / s in a volume of 20 m 3 . Clay drilling mud with a density of 1.5 g / cm 3 is placed above the injection volume. Raise the layout in the mud zone. They create a pressure of 2.5 MPa in the annulus and push the insulating composition into the absorption zone in the volume of the insulating composition. Spend technological exposure to the setting and hardening of the insulating composition for 2 hours. Deactivate the sub and restore the circulation of drilling fluid through the drill pipe through the bit. Determine the injectivity of the well. The pick-up is 0. The absorption zone is considered insulated. Restore the drilling process and drill the well to the design level.
В результате удается полностью заизолировать зону поглощения без применения спускоподъемных операций по замене бурильной компоновки на промывочную.As a result, it is possible to completely isolate the absorption zone without using hoisting operations to replace the drilling assembly with a flushing.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности изоляции зон поглощения промывочной жидкости при бурении скважины.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the efficiency of isolation of the zones of absorption of flushing fluid when drilling a well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014141531/03A RU2557029C1 (en) | 2014-10-15 | 2014-10-15 | Well drilling method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014141531/03A RU2557029C1 (en) | 2014-10-15 | 2014-10-15 | Well drilling method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2557029C1 true RU2557029C1 (en) | 2015-07-20 |
Family
ID=53611642
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014141531/03A RU2557029C1 (en) | 2014-10-15 | 2014-10-15 | Well drilling method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2557029C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606742C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well drilling |
| RU2755600C1 (en) * | 2020-10-01 | 2021-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Бурение" (ООО "РН-Бурение") | Express method for fixing natural and artificial cracks in bottom-hole zone of productive formation during the initial opening by horizontal, inclined or vertical drilling |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3496902A (en) * | 1968-04-24 | 1970-02-24 | Atlantic Richfield Co | Preventing lost circulation during earth borehole drilling |
| SU1714081A1 (en) * | 1988-11-10 | 1992-02-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method for preventing and eliminating lost circulation zones in borehole |
| RU2024723C1 (en) * | 1991-06-28 | 1994-12-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Method for well drilling and assembly for its realization |
| RU2279535C1 (en) * | 2004-11-10 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for formation penetration |
| RU2478769C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well drilling |
-
2014
- 2014-10-15 RU RU2014141531/03A patent/RU2557029C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3496902A (en) * | 1968-04-24 | 1970-02-24 | Atlantic Richfield Co | Preventing lost circulation during earth borehole drilling |
| SU1714081A1 (en) * | 1988-11-10 | 1992-02-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method for preventing and eliminating lost circulation zones in borehole |
| RU2024723C1 (en) * | 1991-06-28 | 1994-12-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Method for well drilling and assembly for its realization |
| RU2279535C1 (en) * | 2004-11-10 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for formation penetration |
| RU2478769C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well drilling |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606742C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well drilling |
| RU2755600C1 (en) * | 2020-10-01 | 2021-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Бурение" (ООО "РН-Бурение") | Express method for fixing natural and artificial cracks in bottom-hole zone of productive formation during the initial opening by horizontal, inclined or vertical drilling |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2390623C2 (en) | Single-trip downhole device equipped with means of minimising sand ingress | |
| CN103797211B (en) | For substituting the packer of flow channel gravel filling and for the method completing pit shaft | |
| CN104169514B (en) | For drilling through the drill bit of pit shaft and subsurface fracture | |
| US4548271A (en) | Oscillatory flow method for improved well cementing | |
| CN104204397B (en) | The system and method for pressure break is carried out while drilling well | |
| EA014321B1 (en) | Method and apparatus for managing variable density drilling mud | |
| CN108278103B (en) | Argillaceous powder sand mold natural gas hydrate exploitation method based on foam mortar injection technology | |
| CN102330545A (en) | Sand prevention method for heavy oil reservoir oil well | |
| MXPA04005723A (en) | Apparatus for extraction of oil via underground drilling and production location. | |
| WO2016003629A1 (en) | A method of supporting a subterranean conduit | |
| US7849937B2 (en) | Method and device for producing a cased string bore | |
| RU2557029C1 (en) | Well drilling method | |
| RU2743123C1 (en) | Method of isolation of absorption zones during well drilling | |
| US11851959B2 (en) | Method and apparatus for the exact placement of resin and cement plugs | |
| RU2478769C1 (en) | Method for well drilling | |
| RU2296217C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
| RU2453674C1 (en) | Method of well operation | |
| CN107420035B (en) | Drilling construction method for stratum easy to collapse and difficult to form hole | |
| RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method | |
| RU2279535C1 (en) | Method and device for formation penetration | |
| US11352545B2 (en) | Lost circulation material for reservoir section | |
| RU2739181C1 (en) | Insulation method for behind-the-casing flows in production well | |
| RU2478768C1 (en) | Method for well drilling | |
| RU2459922C1 (en) | Method for well construction | |
| NO339570B1 (en) | A seawater pre-treatment and injection system and method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181016 |