UA20699U - Method for well termination - Google Patents
Method for well termination Download PDFInfo
- Publication number
- UA20699U UA20699U UAU200607443U UAU200607443U UA20699U UA 20699 U UA20699 U UA 20699U UA U200607443 U UAU200607443 U UA U200607443U UA U200607443 U UAU200607443 U UA U200607443U UA 20699 U UA20699 U UA 20699U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- productive
- drilling
- layer
- well
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 2
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 235000019830 sodium polyphosphate Nutrition 0.000 description 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- WGPMOVAPQPJDDK-UHFFFAOYSA-M [Cl-].[Ca+] Chemical compound [Cl-].[Ca+] WGPMOVAPQPJDDK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000009102 absorption Effects 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000004645 aluminates Chemical class 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- OQZCJRJRGMMSGK-UHFFFAOYSA-M potassium metaphosphate Chemical compound [K+].[O-]P(=O)=O OQZCJRJRGMMSGK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019828 potassium polyphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Опис винаходуDescription of the invention
Корисна модель стосується галузі буріння свердловин на нафту і газ, а саме розкриття продуктивних 2 пластів, у тому числі похило-скерованими свердловинами.A useful model applies to the field of drilling wells for oil and gas, namely the opening of productive 2 layers, including inclined-directed wells.
Відомий спосіб буріння свердловини |див. патент Російської Федерації Мо2146690, 7 МПК СО9К?7/02, публ. 20.03.2000р.), що включає буріння з промиванням вибою свердловини з застосуванням розчину на водяній основі з наступним додаванням до нього наповнювача з кольматуючими властивостями, при цьому в якості розчину з додаванням наповнювача з кольматуючими властивостями використовують свіжоприготовлену 4-595-ної концентрації суспензію полісахариду, утримуючу 0,3-0,595 каустичної соди і полімеризованого мономеру діметилдіаллиламмонійхлориду (водорозчинного поліелектролита катіонного) в кількості 0,2-0,495 по масі від об'єму бурового розчину. При переході на буріння з використанням розчину з додаванням наповнювача з кольматуючими властивостями в компоновку низа бурильної колони включають наддолотний кольматуючий пристрій гідроструминної дії. 19 Недоліком відомого способу є застосування глинистих бурових розчинів, тверда фаза яких утворює непроникний кольматуючий шар в продуктивному пласті.A well-known method of drilling a well | see patent of the Russian Federation Mo2146690, 7 IPC SO9K?7/02, publ. 20.03.2000), which includes drilling with flushing of the wellhead using a water-based solution followed by the addition of a filler with clogging properties, while a freshly prepared polysaccharide suspension of 4-595 concentration is used as a solution with the addition of a filler with clogging properties , containing 0.3-0.595 of caustic soda and polymerized monomer of dimethyldiallylammonium chloride (a water-soluble cationic polyelectrolyte) in the amount of 0.2-0.495 by mass from the volume of drilling fluid. When switching to drilling with the use of a solution with the addition of a filler with clogging properties, an over-bit clogging device of hydrojet action is included in the layout of the bottom of the drill string. 19 The disadvantage of the known method is the use of clayey drilling fluids, the solid phase of which forms an impermeable clogging layer in the productive layer.
Відомий спосіб закінчення свердловин |див. заявку на винахід Російської Федерації Мо2002121171, 7 МПКA well-known way of finishing wells | see application for invention of the Russian Federation Mo2002121171, 7 IPC
Е21833/13, публ.20.01.2004р.), який включає розширення ствола свердловини в продуктивному інтервалі з наступною герметизацією оболонкою з цементного каменю і розбурюванням цементного моста долотом того ж діаметру, яким здійснювали і первинне розкриття на полімерглинистому розчині.E21833/13, publ. 20.01.2004), which includes the expansion of the wellbore in the productive interval followed by sealing with a casing made of cement stone and drilling of the cement bridge with a chisel of the same diameter, which was used to perform the primary opening on the polymer clay solution.
Недоліком способу є пошкодження продуктивного пласта під час контакту з цементним розчином з нерегульованою фільтрацією, в результаті чого відбувається взаємодія з фільтратом полімерглинистого розчину і наступна кольматація продуктивного пласта на велику глибину.The disadvantage of the method is damage to the productive layer during contact with the cement mortar with unregulated filtration, as a result of which there is interaction with the filtrate of the polymer clay solution and subsequent clogging of the productive layer to a great depth.
Відомий спосіб первинного розкриття продуктивних пластів (див. патент України Мо58316А, 7 МПК Е21В33/13, публ. 15.07.2003р.), який включає здійснення буріння свіжого інтервалу у проникних гірських породах і шо формування тонкого непроникного бар'єру у пористому середовищі пласта за рахунок протікання хімічної реакції між силікатами та алюмінатами гірських порід (теригенний тип порід), які складають стінки свердловини і гідроксидом кальцію, який міститься у буровому розчині. Спосіб забезпечує стабільність стінок свердловини в інтервалі глинистих порід при великих кутах нахилу ствола свердловини. оThere is a known method of primary opening of productive reservoirs (see patent of Ukraine Mo58316А, 7 IPC E21В33/13, publ. 15.07.2003), which includes drilling a fresh interval in permeable rocks and forming a thin impermeable barrier in the porous environment of the reservoir according to due to the occurrence of a chemical reaction between silicates and aluminates of rocks (terrigenous type of rocks) that make up the walls of the well and calcium hydroxide contained in the drilling fluid. The method ensures the stability of the walls of the well in the interval of clay rocks at large angles of inclination of the well bore. at
Недоліком відомого способу є те, що відбувається повна кольматація продуктивного пласта, яка потребує Ге») здійснення перфорації, у той час, як згідно проектам на будівництво свердловин їх необхідно завершувати трубним фільтром. Крім того, застосування даного способу обмежується теригенним типом порід і не може о поширюватись на розкриття карбонатних колекторів внаслідок відсутності взаємодії гідроксиду кальцію у Га») запропонованому складі бурового розчину, який є активною речовиною, з карбонатом кальцію привибійної зони. 325 Відомий спосіб закінчення будівництва свердловин, обраний нами за найближчий аналог, |див. патент сThe disadvantage of the known method is that there is a complete clogging of the productive layer, which requires the implementation of perforation, while according to the projects for the construction of wells, they must be completed with a pipe filter. In addition, the application of this method is limited to the terrigenous type of rocks and cannot be extended to the opening of carbonate reservoirs due to the lack of interaction of calcium hydroxide in the proposed composition of the drilling fluid, which is an active substance, with calcium carbonate of the near-outlet zone. 325 The well-known method of completing the construction of wells, chosen by us as the closest analogue, |see patent of
Російської Федерації Мо2161247, 7 МПК Е21843/10, публ. 27.12.2000р.), який включає буріння ствола у продуктивному пласті і його механічну кольматацію глинистим буровим розчином, буріння зумпфа, наступне розширення ствола без промивання свердловини, під час якого видаляють вибурений шлам у зумпф, спуск « трубного "хвостовика", який перфорують до або після спуску, і виклик припливу пластового продукту у 70 свердловину. но) с Недоліком способу є використання глинистих бурових розчинів для механічної кольматації продуктивногоof the Russian Federation Mo2161247, 7 IPC E21843/10, publ. 27.12.2000), which includes drilling a well in a productive layer and its mechanical clogging with clay drilling mud, drilling a sump, subsequent expansion of the well without flushing the well, during which the drilled cuttings are removed into the sump, descent of the "pipe" stem, which is perforated to or after descent, and causing the inflow of reservoir product into the 70 well. but) c The disadvantage of the method is the use of clayey drilling fluids for mechanical blockage of the productive well
І» пласта, що в умовах АНПТ призводить до катастрофічних поглинань і, відповідно погіршує якість розкриття.I" layer, which in the conditions of ANPT leads to catastrophic absorptions and, accordingly, worsens the quality of discovery.
Складність конструкції низу бурильної колони, яка повинна включати пристрій для струминної кольматації продуктивного пласта, що загрожує виникненням аварійної ситуації, пов'язаної зі зламом в місцях з'єднання.The complexity of the construction of the bottom of the drill string, which must include a device for jet clogging of the productive layer, which threatens the occurrence of an emergency situation associated with a fracture at the joints.
Задачею корисної моделі є покращення якості розкриття продуктивних пластів при спрощенні технології о буріння за рахунок забезпечення утворення кольматаційного шару шляхом хімічної взаємодії компонентів ав! бурового розчину з матеріалом гірських порід продуктивного пласта і виключення з компоновки низу бурильної колони кольмататорів. б Для вирішення поставленої задачі пропонується спосіб закінчення свердловин, який включає буріння ствола уThe task of the useful model is to improve the quality of the opening of productive layers while simplifying the drilling technology by ensuring the formation of a occlusion layer through the chemical interaction of the components of av! drilling mud with the rock material of the productive layer and exclusion from the layout of the bottom of the drill string of the collators. b In order to solve the given problem, a method of well termination is proposed, which includes drilling a shaft y
Те) 20 продуктивному пласті і його кольматацію, буріння зумпфа, наступне розширення ствола, спуск трубного "хвостовика", який перфорують до або після спуску, і виклик припливу пластового продукту у свердловину, с згідно корисної моделі кольматацію продуктивного пласта здійснюють за рахунок хімічної взаємодії активного компонента бурового розчину з матеріалом гірських порід продуктивного пласта або пластовим флюїдом з утворенням кольматуючого шару, при цьому розширення інтервалу продуктивного пласта здійснюють з 25 промиванням рідиною, яка не кольматує продуктивний пласт. с Суть корисної моделі полягає у тому, що для розкриття продуктивних пластів, складених різними типами гірських порід та колекторами, що вміщують пластові води хлоркальцієвого типу, є можливість в кожному конкретному випадку підібрати такий склад бурового розчину, певний компонент якого здатний хімічно реагувати з матеріалом стінок свердловини або пластовим флюїдом і утворювати при цьому непроникний захисний шар. 60 Так, наприклад, на стінках свердловин, складених хемогенними породами (крейда, ангідрити тощо), захисний непроникний шар утворює рідке скло (силікат натрію або калію), поліфосфат натрію або калію, а на стінках, складених теригенними породами (пісковики, аргіліти, алевроліти тощо) захисний непроникний шар утворюють силікат натрію або калію та інші хімічні речовини.Te) 20 productive reservoir and its clogging, sump drilling, subsequent expansion of the shaft, descent of the pipe "tail", which is perforated before or after descent, and causing the formation product to flow into the well, according to a useful model, clogging of the productive reservoir is carried out due to the chemical interaction of active a component of the drilling fluid with the rock material of the productive layer or formation fluid with the formation of a clogging layer, while the expansion of the interval of the productive layer is carried out with 25 washing with a liquid that does not clog the productive layer. c The essence of a useful model is that for the opening of productive reservoirs composed of different types of rocks and reservoirs containing chlorcalcium-type formation waters, it is possible to choose such a composition of drilling fluid in each specific case, a certain component of which is capable of chemically reacting with the material of the walls well or formation fluid and at the same time form an impermeable protective layer. 60 So, for example, on the walls of wells composed of chemogenic rocks (chalk, anhydrites, etc.), a protective impermeable layer forms liquid glass (sodium or potassium silicate), sodium or potassium polyphosphate, and on the walls composed of terrigenous rocks (sandstones, argillites, siltstones etc.) a protective impermeable layer is formed by sodium or potassium silicate and other chemicals.
Таким чином, без застосування додаткових пристроїв у конструкції низу бурильної колони і втрати тиску бо насосів на гідромоніторний ефект, а лише за рахунок підбору і застосування відповідного типу бурового розчину пропонується здійснювати ізоляцію проникних стінок свердловини від дії тиску бурового розчину та інших негативних факторів.Thus, without the use of additional devices in the structure of the bottom of the drill string and the loss of pressure because of the pumps for the hydromonitoring effect, but only due to the selection and application of the appropriate type of drilling fluid, it is proposed to isolate the permeable walls of the well from the action of the pressure of the drilling fluid and other negative factors.
Приклад 1Example 1
Свердловина Кегичівського ГКР проектною глибиною 2900м. Продуктивний пласт, складений пісковиком, залягає на глибині 2560-2860м. Пластовий тиск дорівнює 24,5МПа. Пластові води хлоркальцієвого типу з рівнем мінералізації 200-300г/л. Згідно проекту свердловину необхідно завершити трубним "хвостовиком"-фільтром діаметром 146бмм. Спосіб закінчення реалізується на цій свердловині наступним чином.The well of Kegichivskoye GKR has a design depth of 2900 m. The productive layer, composed of sandstone, lies at a depth of 2560-2860 m. The reservoir pressure is 24.5 MPa. Formation waters of the chlorcalcium type with a mineralization level of 200-300 g/l. According to the project, the well must be completed with a pipe "tail"-filter with a diameter of 146 mm. The completion method is implemented on this well as follows.
Здійснюють буріння ствола в інтервалі продуктивного пласта 2560-2860м з використанням бурового розчину на 7/0 основі рідкого скла і кольматують його за рахунок утворення непроникного шару в результаті хімічної реакції рідкого скла з пластовими водами хлоркальцієвого типу. Далі здійснюють буріння зумпфа до глибини 290Ом, здійснюють розширення ствола, замінюють буровий розчин на вуглеводневу рідину, спускають трубний "хвостовик"-фільтр діаметром 14бмм і викликають приплив пластового флюїду.The borehole is drilled in the interval of the productive layer 2560-2860m using a drilling mud based on 7/0 liquid glass and it is sealed due to the formation of an impermeable layer as a result of the chemical reaction of liquid glass with formation waters of the chlorcalcium type. Next, the sump is drilled to a depth of 290 Ω, the shaft is expanded, the drilling fluid is replaced with a hydrocarbon liquid, a pipe "tail" filter with a diameter of 14 mm is lowered and formation fluid flows in.
Приклад 2Example 2
Свердловина Орховецького ГКР проектною глибиною 1960м. Продуктивний пласт, складений крейдою, залягає на глибині 1920-1940м. Пластовий тиск нижче умовно гідростатичого. Згідно проекту свердловину необхідно завершити трубним "хвостовиком'"-фільтром діаметром 146бмм. Спосіб закінчення реалізується на цій свердловині наступним чином.The well of the Orkhovetsky GKR has a design depth of 1960 m. The productive layer, composed of chalk, lies at a depth of 1920-1940 m. The formation pressure is lower than conventionally hydrostatic. According to the project, the well must be completed with a pipe "tail"-filter with a diameter of 146 mm. The completion method is implemented on this well as follows.
Здійснюють буріння ствола в інтервалі продуктивного пласта 1920-1940м з використанням бурового розчину на основі поліфосфату натрію і кольматують його за рахунок утворення непроникного шару в результаті хімічної реакції поліфосфату натрію з карбонатом кальцію, яким складені стінки свердловини. Далі здійснюють буріння зумпфа до глибини 196Ом, замінюють буровий розчин на вуглеводневу рідину, здійснюють розширення ствола, спускають трубний "хвостовик"-фільтр діаметром 146бмм і викликають приплив пластового флюїду.The borehole is drilled in the productive layer interval of 1920-1940m using drilling fluid based on sodium polyphosphate and it is sealed due to the formation of an impermeable layer as a result of the chemical reaction of sodium polyphosphate with calcium carbonate, which is used to make the walls of the well. Next, the sump is drilled to a depth of 196 Ω, the drilling fluid is replaced with a hydrocarbon liquid, the barrel is expanded, a pipe "tail" filter with a diameter of 146 mm is lowered and formation fluid flows in.
Технічний результат від застосування способу закінчення свердловин полягатиме у тому, що заміна ов механічних кольмататорів хімічними кольматантами у складі бурового розчину забезпечує високу якість розкриття продуктивних пластів при спрощенні і здешевленні технології буріння. ноThe technical result of the application of the well completion method will be that the replacement of mechanical occluders with chemical occluders in the drilling fluid ensures high quality of the opening of productive formations while simplifying and reducing the cost of drilling technology. but
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200607443U UA20699U (en) | 2006-07-04 | 2006-07-04 | Method for well termination |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200607443U UA20699U (en) | 2006-07-04 | 2006-07-04 | Method for well termination |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA20699U true UA20699U (en) | 2007-02-15 |
Family
ID=37834505
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU200607443U UA20699U (en) | 2006-07-04 | 2006-07-04 | Method for well termination |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA20699U (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520179C1 (en) * | 2013-03-28 | 2014-06-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный университет путей сообщения" (УрГУПС) | Rail fastening (versions) |
-
2006
- 2006-07-04 UA UAU200607443U patent/UA20699U/en unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520179C1 (en) * | 2013-03-28 | 2014-06-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный университет путей сообщения" (УрГУПС) | Rail fastening (versions) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10458209B2 (en) | Method to gravel pack using a fluid that converts to in-situ proppant | |
| US7549474B2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
| RU2386787C2 (en) | Construction method of deep well, plugging solution for its implementation and structure of deep well | |
| EA017146B1 (en) | Method for controlling loss of drilling fluid | |
| EA007766B1 (en) | Method for drilling and completing wells | |
| RU2393320C1 (en) | Slim hole well construction method | |
| US9945771B2 (en) | Measuring critical shear stress for mud filtercake removal | |
| RU2616632C1 (en) | Method of killing of oil wells with high gas factor in permafrost conditions | |
| UA20699U (en) | Method for well termination | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2483091C1 (en) | Drilling fluid for flushing of long-distance steeply inclined wells under conditions of permafrost and highly colloidal clay rocks, and its application method | |
| RU2352754C1 (en) | Method of repairing wells of underground reservoirs | |
| RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
| RU2282712C2 (en) | Well killing method | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| US20120273200A1 (en) | Methods for treating a wellbore | |
| RU2775849C1 (en) | Method for increasing tightness of annular space of oil and gas wells (options) | |
| GauriNa-MeđiMurec et al. | Aphron-based drilling fluids: solution for low pressure reservoirs | |
| BR112020009312A2 (en) | method of restricting the formation solids migration in a well surrounded by a formation | |
| RU2175711C1 (en) | Process of attachment of casing strings in well | |
| RU2318980C2 (en) | Complex method for well bore preparation for casing | |
| RU2784138C1 (en) | The method for pumping binary mixtures into the reservoir | |
| RU2728170C1 (en) | Cementing method of well | |
| RU2280762C1 (en) | Method for hydraulic coal bed fracturing | |
| US8978761B2 (en) | Hydrated sheet silicate minerals for reducing permeability in a well |