RU2787163C1 - Method for drilling a well with an exposed reservoir - Google Patents
Method for drilling a well with an exposed reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2787163C1 RU2787163C1 RU2022118745A RU2022118745A RU2787163C1 RU 2787163 C1 RU2787163 C1 RU 2787163C1 RU 2022118745 A RU2022118745 A RU 2022118745A RU 2022118745 A RU2022118745 A RU 2022118745A RU 2787163 C1 RU2787163 C1 RU 2787163C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- formation
- repression
- depression
- modes
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 71
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 34
- 230000000754 repressing Effects 0.000 claims abstract description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам первичного вскрытия скважинами продуктивных пластов с промывкой при переменном давлении.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for the primary opening of productive formations by wells with flushing at variable pressure.
Известен способ бурения скважины при катастрофическом поглощении (патент RU № 2685606, МПК Е21В 21/00, опубл. 22.04.2019 Бюл. № 12), включающий циклический процесс бурения скважины бурильным инструментом с долотом с промывкой водой без циркуляции до израсходования воды в приемных амбарах с остановками на набор пластовой воды в приемные амбары из скважины, причем бурение скважины проводят до неполного израсходования воды в приемных амбарах, в циклах остановки на набор пластовой воды из скважины извлекают верхнюю часть бурильного инструмента, в скважину на колонне технологических труб спускают струйный насос, самоуплотняющийся пакер под ним, патрубок и нижнюю часть бурильного инструмента с долотом, при этом долото устанавливают в интервал выше зоны возможного его прихвата, а струйный насос устанавливают на 10-20 м ниже установившегося уровня пластовой воды в скважине, рабочую воду из приемных амбаров в струйный насос подают по технологической колонне, а пластовую воду из затрубного пространства под самоуплотняющимся пакером поднимают на устье скважины по затрубному пространству над самоуплотняющимся пакером и подают в приемные амбары, после заполнения приемных амбаров пластовой водой подачу рабочей воды прекращают и извлекают из скважины колонну технологических труб со струйным насосом, самоуплотняющимся пакером и патрубком, соединяют и спускают в скважину верхнюю и нижнюю части бурильного инструмента с долотом и продолжают бурение в интервале зоны катастрофического поглощения с промывкой пластовой водой до неполного израсходования воды в приемных амбарах, после чего вышеописанный цикл остановки на набор пластовой воды в приемные амбары из скважины и бурения повторяют, начиная с извлечения из скважины верхней части бурильного инструмента.There is a known method of drilling a well in case of catastrophic loss (patent RU No. 2685606, IPC E21V 21/00, publ. 22.04.2019 Bull. No. 12), including a cyclic process of drilling a well with a drilling tool with a bit with flushing with water without circulation until the water in the receiving barns is used up with stops to draw formation water into the receiving pits from the well, moreover, drilling of the well is carried out until the water in the receiving pits is not completely used up, in the cycles of stopping to collect formation water, the upper part of the drilling tool is removed from the well, a self-sealing jet pump is lowered into the well on a string of technological pipes the packer under it, the branch pipe and the lower part of the drilling tool with a bit, while the bit is set in the interval above the zone of its possible sticking, and the jet pump is installed 10-20 m below the steady state level of formation water in the well, working water from the receiving pits to the jet pump is fed through the process string, and formation water from the annular the reservoirs under the self-sealing packer are raised at the wellhead along the annular space above the self-sealing packer and fed into the receiving pits, after filling the receiving pits with formation water, the supply of working water is stopped and a string of process pipes with a jet pump, a self-sealing packer and a branch pipe is removed from the well, connected and lowered into the upper and lower parts of the drilling tool with a bit and continue drilling in the interval of the zone of catastrophic absorption with flushing with formation water until the water in the receiving pits is not completely used up, after which the above-described shutdown cycle for the intake of formation water into the receiving pits from the well and drilling is repeated, starting from the extraction from the borehole top of the drilling tool.
Основными недостатками данного способа являются сложность реализации и большие затраты времени для воздействия на вскрытую зону поглощения, связанные с необходимостью извлечения бурильного инструмента и замена его на специальный, а также обратная замена на бурильный инструмент, причем использование способа способствует кольматации участка поглощения жидкости за счет поглощения им разрушаемой долотом породы во время бурения.The main disadvantages of this method are the complexity of implementation and the large time required to influence the opened absorption zone, associated with the need to extract the drilling tool and replace it with a special one, as well as reverse replacement with a drilling tool, and the use of the method contributes to the clogging of the liquid absorption area due to absorption by it. rock destroyed by the bit during drilling.
Наиболее близким по технической сущности является способ первичного вскрытия сложного кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта горизонтальным стволом большой протяженности (патент RU № 2598268, МПК Е21В 21/08, опубл. 20.09.2016 Бюл. № 26), включающий бурение на «депрессии» и «репрессии», причем определяют границы допустимых величин диапазонов «депрессии» (Δдепрессии) и «репрессии» (Δрепрессии) для кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта на основе горно-геологических данных, полученных при бурении и освоении предыдущих разведочных и эксплуатационных скважин; далее в процессе бурения горизонтального ствола с замкнутым контуром забойное давление (Рзабойное) в скважине поочередно сначала поддерживают ниже пластового давления (Рпластовое) в рамках заданного диапазона «депрессии», затем забойное давление увеличивают выше пластового давления в рамках заданного диапазона «репрессии», а объединенный допустимый диапазон комбинированного динамического забойного давления описывается неравенством:The closest in technical essence is the method of primary opening of a complex cavernous-fractured carbonate oil and gas saturated formation with a horizontal well of great length (patent RU No. 2598268, IPC E21V 21/08, publ. "repression", and determine the boundaries of the permissible values of the ranges of "depression" (Δ depression ) and "repression" (Δ repression ) for a cavernous-fractured carbonate oil and gas saturated reservoir based on mining and geological data obtained during drilling and development of previous exploration and production wells; further, in the process of drilling a horizontal wellbore with a closed loop, the bottomhole pressure (P bottom hole ) in the well is first alternately maintained below the reservoir pressure (P reservoir ) within the specified “drawdown” range, then the bottomhole pressure is increased above the reservoir pressure within the specified “repression” range, and the combined allowable range of the combined dynamic bottomhole pressure is described by the inequality:
Рпластовое + Δрепрессии ≥ Рзабойное ≥ Рпластовое - Δдепрессии, гдеР reservoir + Δ repression ≥ Р bottom hole ≥ Р reservoir - Δ drawdown , where
регулирование забойного давления осуществляется при помощи дросселирования на устье скважины, где величина давления дросселирования (Рдроссель) в режиме «депрессии» определяется неравенством:bottomhole pressure is controlled by throttling at the wellhead, where the throttling pressure value (P choke ) in the "depression" mode is determined by the inequality:
Рпластовое - Рзабойное ≥ Рдроссель ≥ (Рпластовое - Δдепрессии) - Рзабойное;Р reservoir - Р downhole ≥ Р choke ≥ (Р reservoir - Δ drawdown ) - Р bottomhole ;
а в режиме «репрессии»:and in the "repression" mode:
(Рпластовое + Δрепрессии) - Рзабойное ≥ Рдроссель ≥ Рпластовое - Рзабойное.(P reservoir + Δ repression ) - P downhole ≥ P choke ≥ P reservoir - P downhole .
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости нахождения давления с строго отчерченном интервале при воздействии «депрессии» и «репрессии» при постоянно меняющихся внешних факторах, возникающих при бурении скважины, особенно при вскрытых пластах причем без учета «режима насыщения», при котором вскрытый пласт перестает принимать нагнетаемую жидкость, причем использование способа способствует кольматации пласта за счет поглощения им разрушаемой долотом породы во время бурения.The disadvantages of this method are the complexity of implementation due to the need to find the pressure with a strictly delineated interval under the influence of "depression" and "repression" with constantly changing external factors that arise during drilling of a well, especially in open reservoirs, and without taking into account the "saturation mode", in which the opened formation ceases to receive the injected liquid, and the use of the method contributes to formation clogging due to the absorption of rock destroyed by the bit during drilling.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа бурения скважины с вскрытым продуктивным пластом, позволяющего производить углубление бурением ствола скважины без кольматации вскрытого продуктивного пласта за счет воздействия на него режимами «депрессии» и «репрессии» во время остановки бурения, а бурение производится после наступления «режима насыщения».The technical objective of the proposed invention is to create a method for drilling a well with an exposed productive formation, which allows deepening by drilling the wellbore without clogging the opened productive formation by exposing it to the "depression" and "repression" modes during drilling stop, and drilling is carried out after the onset of the "mode saturation."
Техническая задача решается способом бурения скважины с вскрытым продуктивным пластом, включающим бурение скважины и воздействие на вскрытый пласт режимами «депрессии» и «репрессии».The technical problem is solved by the method of drilling a well with an uncovered productive formation, including drilling a well and influencing the opened formation with "depression" and "repression" modes.
Новым является то, что режимы «депрессии» и «репрессии» на пласт осуществляют при остановке бурения во время интенсивного поглощения пластом бурового раствора, применяемого при бурении без использования кольматирующих веществ, причем «депрессию» вызывают подъемом бурильного инструмента на колонне буровых труб для снижения уровня жидкости, а «репрессию» - спуском бурильного инструмента на колонне буровых труб после восстановления уровня жидкости и долива жидкости в скважину для повышения уровня жидкости выше как минимум 50 м, после чего режимы «депрессии» и «репрессии» аналогичным способом повторяют до наступления «режима насыщения», уменьшения поглощения жидкости пластом до допустимых для продолжения бурения значений, периодически воздействие на вскрытый пласт режимами «депрессии» и «репрессии» повторяют после увеличения приемистости этого пласта до интенсивного поглощения борового раствора, исключающего эффективное вымывание разрушаемой долотом породы на поверхность.What is new is that the modes of "depression" and "repression" on the formation are carried out when drilling is stopped during intensive absorption by the formation of the drilling fluid used in drilling without the use of bridging agents, and the "depression" is caused by lifting the drilling tool on the drill string to reduce the level liquid, and "repression" - by lowering the drilling tool on the drill string after the restoration of the liquid level and adding liquid to the well to increase the liquid level above at least 50 m, after which the "depression" and "repression" modes are repeated in a similar way until the onset of the "mode saturation”, reducing fluid absorption by the formation to values acceptable for drilling to continue, periodically the impact on the opened formation by the “depression” and “repression” modes is repeated after increasing the injectivity of this formation until intensive absorption of the boron mud, which excludes effective washing out of the rock destroyed by the bit to the surface.
Способ бурения скважины с вскрытым продуктивным пластом осуществляется в следующей последовательности.The method of drilling a well with an open reservoir is carried out in the following sequence.
После первичного или вторичного вскрытия продуктивного пласта при необходимости углубления скважины до следующего продуктивного горизонта необходимо проведение мероприятий по бурению для углубления забоя скважины. Однако при бурении происходит поглощение бурового раствора, особенно пластом с пониженным пластовым давлением (менее 0,7 от начального пластового давления). Для исключения кольматации пласта после его вскрытия бурение проводят с использованием бурового раствора кольматирующих веществ (пресная вода, минеральная вода, вода с поверхностно-активными веществами (ПАВ) и/или т.п.). Для исключения кольматации пласта за счет поглощения им разрушаемой долотом породы во время бурения перед каждым углублением забой скважины проводят воздействие на вскрытый пласт режимами «депрессии» и «репрессии». Для этого депрессию вызывают подъемом бурильного инструмента на колонне буровых труб для снижения уровня жидкости за счет извлечения объема компоновки низа бурильной колонны (КНБТ) из скважинной жидкости. После восстановления уровня жидкости до пластового давления (контролируется устьевыми или погружными уровнемерами) производят долив жидкости в скважину для повышения уровня жидкости выше как минимум 50 м, устье перекрывают. Далее спуском бурильного инструмента на колонне буровых труб, вызывая резкий рост давления (репрессию), обусловленный погружением объема КНБТ в скважинную жидкость. Как показала практика, при повышении давления за счет повышения уровня жидкости на 50 м и более в скважине в сочетании со спуском бурильного инструмента на колонне буровых труб обеспечивает максимальное распространение фронта вытеснения в пласте без нарушения его целостности. После чего режимы «депрессии» и «репрессии» аналогичным способом повторяют до наступления «режима насыщения» (на месторождениях Республики Татарстан (РТ) достаточно 5 – 10 таких повторений), уменьшения поглощения жидкости пластом до допустимых для продолжения бурения значений (определяется технологами – авторы на это не претендуют), не смотря на рост внутрискважинного давления при прокачке бурового раствора, что исключает поглощение вскрытым продуктивным пластом разрушаемой долотом породы во время бурения. Бурение ведется с контролем объема закачиваемого бурового раствора и объема его излива из скважины при бурении устьевыми проточными расходомерами. Если поглощение бурового раствора становится интенсивным, что определяется повышением разности между закаченным в скважину буровым раствором и изливающимся из нее выше допустимой (определяется технологами – авторы на это не претендуют), воздействие на вскрытый пласт режимами «депрессии» и «репрессии» повторяют до «режима насыщения». Подобные воздействия режимами «депрессии» и «репрессии» осуществляют периодически каждый раз после наступления при возникновении интенсивного поглощения бурового раствора до углубления забоя скважины до проектной глубины.After the primary or secondary opening of the productive formation, if it is necessary to deepen the well to the next productive horizon, it is necessary to carry out drilling activities to deepen the bottom of the well. However, during drilling, drilling fluid is lost, especially in a formation with a reduced reservoir pressure (less than 0.7 of the initial reservoir pressure). To avoid formation clogging after its opening, drilling is carried out using a drilling fluid of clogging agents (fresh water, mineral water, water with surface-active substances (surfactants) and/or the like). To exclude formation clogging due to absorption of the rock destroyed by the bit during drilling, before each deepening of the well bottom, the exposed formation is affected by the "depression" and "repression" modes. To do this, drawdown is caused by lifting the drilling tool on the drill string to lower the fluid level by extracting the volume of the bottom hole assembly (BHA) from the well fluid. After the liquid level is restored to reservoir pressure (controlled by wellhead or submersible level gauges), liquid is added to the well to increase the liquid level above at least 50 m, the wellhead is closed. Further, by lowering the drilling tool on the drill pipe string, causing a sharp increase in pressure (repression), due to the immersion of the BNBT volume into the well fluid. As practice has shown, with an increase in pressure due to an increase in the liquid level by 50 m or more in the well, in combination with the descent of the drilling tool on the drill string, it ensures the maximum spread of the displacement front in the reservoir without violating its integrity. After that, the modes of "depression" and "repression" are repeated in a similar way until the onset of the "saturation mode" (in the fields of the Republic of Tatarstan (RT) 5-10 such repetitions are enough), reducing the fluid absorption by the reservoir to values \u200b\u200btolerable for continuing drilling (determined by technologists - authors they do not claim it), despite the increase in downhole pressure during pumping of the drilling fluid, which excludes the absorption of rock destroyed by the bit during drilling by the opened reservoir. Drilling is carried out with the control of the volume of injected drilling fluid and the volume of its outflow from the well when drilling with wellhead flow meters. If the absorption of the drilling fluid becomes intense, which is determined by an increase in the difference between the drilling fluid injected into the well and flowing out of it above the permissible level (determined by technologists - the authors do not pretend to), the impact on the opened formation by the “depression” and “repression” modes is repeated until the “mode saturation." Such impacts by the modes of "depression" and "repression" are carried out periodically each time after the occurrence of intense loss of the drilling fluid until the bottom of the well is deepened to the design depth.
Как показала практика на месторождениях РТ, использование предлагаемого способа уменьшает время бурения при нахождении пласта в «режиме насыщения» как минимум в 2 раза (по сравнению с простым нагнетанием жидкости в вскрытый продуктивный пласт) при той же величине проходки, уменьшая затраты времени на остановку и закачку жидкости, и практически исключает кольматацию вскрытых скважиной пластов. После проведения крепления ствола скважины и вторичного вскрытия пластов, эти пласты (без предварительного проведения мероприятий по повышению продуктивности пластов) могут сразу использоваться для одновременно-раздельной эксплуатации (как для добычи продукции, так и/или для нагнетания вытесняющего агента). Что в совокупности экономит значительные временные и материальные ресурсы. На способы и режимы работы при осуществлении одновременно-раздельной эксплуатации авторы не претендуют.As practice has shown in the fields of the Republic of Tatarstan, the use of the proposed method reduces the drilling time when the reservoir is in the "saturation mode" by at least 2 times (compared to simple injection of fluid into the opened reservoir) with the same amount of penetration, reducing the time spent on stopping and fluid injection, and virtually eliminates clogging of formations penetrated by the well. After the wellbore has been cemented and the reservoirs have been re-opened, these reservoirs (without prior measures to increase the reservoir productivity) can be immediately used for simultaneous-separate operation (both for production and/or for injection of a displacing agent). Which together saves significant time and material resources. The authors do not pretend to methods and modes of operation in the implementation of simultaneous-separate operation.
Предлагаемый способ бурения скважины с вскрытым продуктивным пластом позволяет производить углубление бурением ствола скважины без кольматации вскрытого продуктивного пласта за счет воздействия на него режимами «депрессии» и «репрессии» во время остановки бурения, а бурение производится после наступления «режима насыщения».The proposed method of drilling a well with an exposed productive formation makes it possible to deepen the wellbore by drilling without clogging the exposed productive formation due to the impact on it of the "depression" and "repression" modes during drilling stop, and drilling is performed after the onset of the "saturation mode".
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2787163C1 true RU2787163C1 (en) | 2022-12-29 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2148698C1 (en) * | 1998-07-14 | 2000-05-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method for opening of productive gas-bearing bed by drilling |
| RU2228437C2 (en) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Method for isolation of water influx, gas influx or lost circulation zones |
| RU2455453C2 (en) * | 2007-12-31 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and device for drilling and completion at programmed pressure and programmed pressure gradient |
| RU2598268C1 (en) * | 2015-10-13 | 2016-09-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Method for initial exposing of complex cavernous-fracture of carbonate oil and gas saturated formation with horizontal shaft of long length |
| RU2637254C2 (en) * | 2013-08-13 | 2017-12-01 | Сергей Георгиевич Фурсин | Method for creating depression on formation with well rotor drilling |
| RU2684924C1 (en) * | 2018-05-17 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of the cutting well research in the drilling process |
| US20190145198A1 (en) * | 2016-05-12 | 2019-05-16 | Enhanced Drilling A.S. | System and Methods for Controlled Mud Cap Drilling |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2148698C1 (en) * | 1998-07-14 | 2000-05-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method for opening of productive gas-bearing bed by drilling |
| RU2228437C2 (en) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Method for isolation of water influx, gas influx or lost circulation zones |
| RU2455453C2 (en) * | 2007-12-31 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and device for drilling and completion at programmed pressure and programmed pressure gradient |
| RU2637254C2 (en) * | 2013-08-13 | 2017-12-01 | Сергей Георгиевич Фурсин | Method for creating depression on formation with well rotor drilling |
| RU2598268C1 (en) * | 2015-10-13 | 2016-09-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Method for initial exposing of complex cavernous-fracture of carbonate oil and gas saturated formation with horizontal shaft of long length |
| US20190145198A1 (en) * | 2016-05-12 | 2019-05-16 | Enhanced Drilling A.S. | System and Methods for Controlled Mud Cap Drilling |
| RU2684924C1 (en) * | 2018-05-17 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of the cutting well research in the drilling process |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108915635A (en) | The method for preventing has channeling after high-pressure gas well drilling liner cementing | |
| EA005478B1 (en) | Assembly for drilling low pressure formation | |
| RU2393320C1 (en) | Slim hole well construction method | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2787163C1 (en) | Method for drilling a well with an exposed reservoir | |
| RU2394981C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2379492C2 (en) | Development method at wells re-entry and oil field in general | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2021477C1 (en) | Method for well construction | |
| RU2325517C1 (en) | Acidization process of the bottom-hole zone of acclinal or lateral well | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction | |
| RU2794105C1 (en) | Method for isolating water inflows in gas wells with a sub-horizontal wellbore end | |
| RU2762321C9 (en) | Technology for the development of a highly permeable reservoir bed saturated with gas and underlain by reservoir water | |
| RU2369724C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2762900C1 (en) | Method for secondary penetration of a layer | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2541985C1 (en) | Cementing method for horizontal shaft of well | |
| RU2797167C1 (en) | Well cementing method | |
| RU2774251C1 (en) | Method for eliminating flows behind the casing in petroleum production boreholes |