RU2768569C1 - Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин - Google Patents
Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2768569C1 RU2768569C1 RU2021126247A RU2021126247A RU2768569C1 RU 2768569 C1 RU2768569 C1 RU 2768569C1 RU 2021126247 A RU2021126247 A RU 2021126247A RU 2021126247 A RU2021126247 A RU 2021126247A RU 2768569 C1 RU2768569 C1 RU 2768569C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- bridging
- drilling
- zone
- composition
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 4
- LLJRXVHJOJRCSM-UHFFFAOYSA-N 3-pyridin-4-yl-1H-indole Chemical compound C=1NC2=CC=CC=C2C=1C1=CC=NC=C1 LLJRXVHJOJRCSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 8
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 7
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000007123 defense Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- -1 uluk Polymers 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин включает остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, введение в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки. После вскрытия зоны поглощения производят определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, приподнимают рабочую компоновку выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, производят приготовление суспензии вязкого кольматирующего состава с мелкодисперсным наполнителем с размером частиц до 10 мм, производят закачку по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины, не извлекая буровой инструмент из скважины, не превышая давления гидроразрыва пород под предыдущей обсадной колонной. Первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого. После технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения. Последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего продолжают углубление скважины буровым инструментом. Технический результат заключается в возможности кольматации высоко приемистых зон поглощения закачкой порции бурового или цементного раствора с мелкофракционным наполнителем по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины без извлечения бурового инструмента из скважины. 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин.
Известен способ изоляции зон водопритока в скважине (патент RU № 2504640, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.01.2014. Бюл. № 2), включающий приготовление цементного раствора из цемента и пресной воды при водоцементном отношении В/Ц - 0,5 с плотностью в пределах 1800-1850 кг/м3, непрерывную подачу цементного раствора из цементосмесительной машины в чанок цементировочного агрегата ЦА-320М, последовательную закачку его в скважину и продавку в изолируемый интервал, причем после закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна, первую порцию фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством 1 кг на 1 м3 цементного раствора, при незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м3 цементного раствора до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, закачку прекращают, продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, в режиме пропитки порового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, после чего остатки цементного раствора с фиброволокном вымывают обратной промывкой с противодавлением, равным 40-60% от допустимого давления при продавке, затем, не снижая давления, скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ.
Недостатками способа являются сложность и высокая цена использования из-за необходимости применения большого количества компонентов, смешиваемых в определенной пропорции и последовательности, и узкая область применения из-за невозможности использования в поглощающих интервалах скважины с 80-100% поглощением жидкости, так как на закачку порций цементного раствора и ОЗЦ останавливают только в случае роста давления, что может при сильном поглощении не случится.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции зон поглощения при бурении скважин (патент RU № 2743123, МПК Е21В 33/138, E21B43/32, опубл. 15.02.2021. Бюл. № 5), включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, извлечение бурового инструмента из скважины, спуск в скважину технологической колонны, через которую ведут закачку порциями в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки, отличающийся тем, что перед закачкой производят промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, последующую замену устьевого насоса на бетононасос с повышенной пропускной способностью - винтовой насос, героторный насос или бетононасос БН-70Д, и определение необходимого размера экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины, исходя из размера экрана и приемистости зоны поглощения, определяют первоначальный объем тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем, который выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, исключающего нарушение целостность пород, вскрытых бурением, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой и размера экрана определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего из скважины извлекают технологическую колонну и продолжают углубление скважины буровым инструментом.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости замены устьевого насоса на бетононасос, определение необходимого размера экрана для изоляции зоны поглощения вокруг скважины и узкая область применения из-за сложности использования в изолируемом участке трещиновато-кавернозных и пористых сред.
Технической задачей предполагаемого изобретения расширение функциональных возможностей за счет возможности кольматации (проникновение частиц в породу) высоко приёмистых зон поглощения закачкой порций вязкого кольматирующего состава с мелкофракционным наполнителем по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины без извлечения бурового инструмента из скважины.
Техническая задача решается способом изоляции зон поглощения при бурении скважин, включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, подъем рабочей компоновки выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, приготовление и ввод в скважину по затрубному пространству порциями в зону поглощения кольматирующего состава с учетом давления закачки. Состав кольматирующего состава, размеры и вид кольматирующего наполнителя выбирают исходя из проницаемости зоны поглощения на основе лабораторных исследований или эмпирическим путем.
Новым является то, что перед закачкой производят вскрытие зоны поглощения, производят определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, приподнимают рабочую компоновку выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, производят приготовление суспензии вязкого кольматирующего состава с мелкодисперсным наполнителем с размером частиц до 10 мм, производят закачку по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины не извлекая буровой инструмент из скважины, не превышая давления гидроразрыва пород под предыдущей обсадной колонной, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего продолжают углубление скважины буровым инструментом.
Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин осуществляют в следующей последовательности. В ходе бурения скважины при вскрытии зоны поглощения наблюдается резкое падение давления закачки и возникает большая разница между закачиваемой жидкостью и поднимающейся на поверхность (определяется разницей в показаниях соответственно между входным и выходным расходомерами). Чтобы исключить аварийные ситуации, связанные с возможностью прихвата бурового инструмента (из-за отсутствия или слабой промывки ствола), производят вскрытие зоны поглощения, производят промывку скважины с вымывом из нее расходом жидкости породы в зоне поглощения, производят определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, приподнимают буровой инструмент выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, производят приготовление суспензии вязкого кольматирующего состава с мелкодисперсным наполнителем с размером частиц до 10мм.
На содержание кольматирующего состава и кольматирующий наполнитель авторы не претендуют, так как они известны из открытых источников (например, патент RU № 2018631, 2164586, 2293100, 2670298 и т.п.). Кольматирующий состав выбирают исходя величины и состава породы зоны поглощения (цементный раствор, гелевый водный состав, вода или т.п. с наполнителем).
Величину кольматирующего наполнителя выбирают из максимальной пропускной способности насоса и/или технологических труб для исключения получения непроходимости кольматирующего состава (получения пробки в насосе или в кольцевом пространстве между буровым инструментом и стенкой скважины. Состав кольматирующего состава, размеры и вид кольматирующего наполнителя выбирают исходя из проницаемости зоны поглощения на основе лабораторных исследований или эмпирическим путем (авторы на это не претендуют).
Первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением, не превышающим давления гидроразрыва пород под предыдущей обсадной колонной. Если при допустимом давлении зона поглощения больше не принимает кольматирующий состав, его вымывают из кольцевого пространства скважины промывкой для исключения схватывания.
После чего скважину закрывают для технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава (отверждения клеевой основы, набухания гелевого наполнителя и/или т.п.) и/или осаждения кольматирующего наполнителя (древесных опилок, синтетического волокна, улюка, резиновой крошки и/или т.п.) для кольматации наиболее проницаемых участков для уменьшения проницаемости зоны поглощения.
Затем производят продавку буферной жидкостью в зону поглощения по кольцевому пространству между стенкой скважины и буровым инструментом. Последующие порции кольматирующего состава закачивают аналогичным образом до получения поглощения (для месторождений Республики Татарстан объем поглощения не должен превышать 0,1, от закачиваемого бурового раствора и/или коэффициент приемистости не более 0,4), позволяющего производить дальнейшие работы по дальнейшему бурению скважины.
Предлагаемый способ изоляции зон поглощения при бурении скважин позволяет расширить функциональные возможности за счет возможности кольматации высоко приёмистых зон поглощения закачкой кольматирующих составов порциями для изоляции высоко приёмистых участков зоны поглощения.
Пример конкретного выполнения
Бурят скважину глубиной 1589 м.
Исходные данные:
Продуктивный горизонт – средний фаменский подъярус.
Глубина спуска эксплуатационной колонны - 1589 м.
Альтитуда ротора – 261,8 м.
Направление диаметром 244,5 мм спущено на глубину 47,5 м и зацементировано до устья.
Кондуктор диаметром 168 мм спущен на глубину 314 м и зацементирован до устья.
Диаметр скважины 146 мм.
Бурение скважины в интервале 1050-1159 м. Проходка 109 м. Режим: Gдол=6-9. Расход – 18 л/сек. Давление – 180 атм. Обороты ротора 37 об/мин. Мкр=3-6 кНм. Скорость 34 м/ч. Циркуляция – 95 %.
Бурение скважины в интервале 1159-1287 м. Проходка 128 м. Скорость проходки снизилась до 25 м/ч. Циркуляция 65%.
Промывка скважины перед подъемом для изоляции зоны поглощения. Режим: Q=16-18л/с. P=160-180 атм. Циркуляция 65%.
Проведение гидродинамических исследований (ГДИ) при гл. 1287 м буровым насосом 8Т-650: Режимы: Рзак1=4 атм, Q1=36,6 м3/ч; Рзак2=7 атм, Q2=55,6 м3/ч. Коэффициент приемистости С=6,3.
Подъем бурового инструмента в интервале: 1287-1060 м (без затяжек).
Подготовительные работы к подготовке ствола скважины.
Приготовление суспензии комплексного реагента (ореховая скорлупа 1-3 мм - 0,5 т, сода кальцинированная - 0,025 т, реагент - 0,2 т, кольматант - 0,1 т, Ксантан - 0,020 т, смазочная добавка – 3 м3).
Закачка: буфер - 0,5 м3, суспензия – 200 кг/м3 – 2 м3 + пресная вода – 5 м3, кольматанты фракцией 0-0,3мм-600кг/м3 – 12 м3, продавка тех. вода (1,03 г/см3) в объёме - 8м3, Рнач. продавки – 10 атм, Р окончания продавки – 35 атм. Циркуляция - 100%. Кол-во реагентов: комплексный реагент - 0,2 т, кольматанты фракцией 0-0,3мм - 0,6 т, смазочная добавка – 3 м3, жидкость для приготовления высоковязкой композиции (тех. вода + смазочная добавка) – 13 м3, закрытие превентора. Закачка (не превышая 36 атм) суспензии, каждые 30 мин открывание ПВО и расхаживание инструмента.
Ожидание схватывания кольматирующего состава: 2 часа.
Определение приемистости цементировочным агрегатом ЦА-320 в V=3 м3, Р1=35 атм, Q1= 9,6 м3/ч; Р2=43 атм, Q2=12,8 м3/ч. Коэффициент приемистости С=0,4 (достаточный коэффициент для продолжения работ).
Спуск бурового инструмента в инт. 1060-1287 м, продолжение работ по углублению скважины.
Исходя из практики процент успешности работ по изоляции зон поглощения составил 99%, что как минимум на 16% выше, чем у аналогов. Чем больше поглощение, тем более эффектно работает предлагаемый способ.
Предлагаемый способ изоляции зон поглощения при бурении скважин позволяет расширить функциональные возможности за счет возможности кольматации высоко приемистых зон поглощения закачкой порции бурового или цементного раствора с мелкофракционным наполнителем по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины без извлечения бурового инструмента из скважины.
Claims (1)
- Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин, включающий остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, введение в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки, отличающийся тем, что после вскрытия зоны поглощения производят определение интенсивности поглощения промывочной жидкости и статический уровень в скважине, приподнимают рабочую компоновку выше кровли поглощающего пласта на расстояние статического уровня, производят приготовление суспензии вязкого кольматирующего состава с мелкодисперсным наполнителем с размером частиц до 10 мм, производят закачку по пространству между буровым инструментом и стенкой скважины, не извлекая буровой инструмент из скважины, не превышая давления гидроразрыва пород под предыдущей обсадной колонной, первоначальный объем кольматирующего состава задавливают буферной жидкостью в зону поглощения с давлением не более допустимого, при необходимости остатки кольматирующего состава вымываются из скважины, после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава и/или осаждения кольматирующего наполнителя, определяют приемистость зоны нарушения, из которой определяют необходимый объем кольматирующего состава и его состав для продавки буферной жидкостью в зону поглощения, последующие порции закачивают аналогичным образом до получения поглощения, позволяющего производить дальнейшие работы по бурению, после чего продолжают углубление скважины буровым инструментом.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021126247A RU2768569C1 (ru) | 2021-09-07 | 2021-09-07 | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021126247A RU2768569C1 (ru) | 2021-09-07 | 2021-09-07 | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2768569C1 true RU2768569C1 (ru) | 2022-03-24 |
Family
ID=80819538
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021126247A RU2768569C1 (ru) | 2021-09-07 | 2021-09-07 | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2768569C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2184206C1 (ru) * | 2001-05-22 | 2002-06-27 | Мигуля Анатолий Петрович | Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах |
| US6815399B1 (en) * | 1999-06-03 | 2004-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone |
| RU2259460C1 (ru) * | 2004-10-11 | 2005-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта |
| RU2504640C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2736742C1 (ru) * | 2020-07-14 | 2020-11-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зоны поглощения в строящейся скважине и устройство для осуществления изоляции |
| RU2743123C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-02-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
-
2021
- 2021-09-07 RU RU2021126247A patent/RU2768569C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6815399B1 (en) * | 1999-06-03 | 2004-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone |
| RU2184206C1 (ru) * | 2001-05-22 | 2002-06-27 | Мигуля Анатолий Петрович | Способ проводки скважин в высокопроницаемых трещиноватых газонасыщенных коллекторах |
| RU2259460C1 (ru) * | 2004-10-11 | 2005-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Способ вскрытия бурением катастрофически поглощающего пласта |
| RU2504640C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2743123C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-02-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
| RU2736742C1 (ru) * | 2020-07-14 | 2020-11-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зоны поглощения в строящейся скважине и устройство для осуществления изоляции |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5339902A (en) | Well cementing using permeable cement | |
| US3280912A (en) | Restoring lost circulation in wells | |
| RU2743123C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2768569C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2524089C1 (ru) | Способ строительства нефтедобывающей скважины | |
| RU2778122C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2283421C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
| AU2017386380A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| RU2533997C1 (ru) | Способ цементирования зон водопритока скважин | |
| RU2728170C1 (ru) | Способ цементирования скважины | |
| RU2528805C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах | |
| RU2724705C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190353019A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| Rodvelt | 12.1 Latest drilling technology | |
| RU2057898C1 (ru) | Способ заканчивания скважин | |
| Rodvelt | Improved construction of vertical wells | |
| AU2017386374A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| AU2017386375A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry |