RU2249089C1 - Well drilling method - Google Patents
Well drilling method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2249089C1 RU2249089C1 RU2003127168/03A RU2003127168A RU2249089C1 RU 2249089 C1 RU2249089 C1 RU 2249089C1 RU 2003127168/03 A RU2003127168/03 A RU 2003127168/03A RU 2003127168 A RU2003127168 A RU 2003127168A RU 2249089 C1 RU2249089 C1 RU 2249089C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- properties
- filler
- well
- mud
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора, газопроявлений, сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе строительства скважин.The invention relates to the drilling of oil and gas wells, and in particular to methods for preventing and eliminating mud losses, gas, preserving the reservoir properties of a reservoir during well construction.
Известен способ бурения скважины с промывкой забоя буровым раствором на водной основе с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами, в качестве которого используется свежеприготовленная суспензия полисахарида, содержащая каустическую соду и полимеризованный диметилдиаллиламмонийхлорид. Способ предусматривает также использование в компоновке низа бурильного инструмента наддолотного кольматирующего устройства гидроструйного действия [1].A known method of drilling a well with flushing the bottom with a water-based drilling fluid, followed by the addition of a filler with clogging properties, is used as a freshly prepared polysaccharide suspension containing caustic soda and polymerized dimethyldiallylammonium chloride. The method also involves the use in the layout of the bottom of the drilling tool over-bit colmatating device hydrostatic action [1].
Этот способ может быть эффективен при бурении скважин на месторождениях Урало-Поволжья, где разрез представлен устойчивыми карбонатными породами, а промывка забоя осуществляется естественной водной суспензией. Однако этот способ не применим в условиях месторождений Западной Сибири, где разрез представлен малоустойчивыми глинистыми породами, вследствие чего бурение осуществляется глинистыми буровыми растворами.This method can be effective when drilling wells in the fields of the Ural-Volga region, where the section is represented by stable carbonate rocks, and the face is flushed with a natural aqueous suspension. However, this method is not applicable in the conditions of deposits in Western Siberia, where the section is represented by unstable clay rocks, as a result of which drilling is carried out by clay drilling fluids.
Наиболее близким техническим решением к данному является способ бурения скважины, включающий бурение скважины с промывкой забоя глинистым буровым раствором с последующим добавлением в него наполнителя с кольматирующими свойствами с целью предупреждения и изоляции поглощений. При этом в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами применяют, например, древесную стружку и опил, горох, рис, резиновую крошку, ореховую скорлупу, перлит, песок, кожу и другие материалы [2].The closest technical solution to this is a method of drilling a well, including drilling a well with flushing the bottom with a clay drilling mud, followed by adding filler with clogging properties to prevent and isolate the absorption. At the same time, for example, wood shavings and sawdust, peas, rice, rubber crumbs, nutshells, perlite, sand, leather and other materials are used as filler with colmatizing properties [2].
Этот способ эффективен при изоляции поглощающих пластов с большим раскрытием каналов и трещин, но недостаточно эффективен для изоляции мелкопористых гранулярных газопроявляющих и продуктивных пластов с перовыми каналами 10-120 мкм и поглощающих пластов с раскрытием трещин 0,3-3,0 мм, которыми представлены месторождения Западной Сибири. Этот недостаток обусловлен тем, что указанные наполнители имеют узкий крупноразмерный фракционный состав, частицы которого большей частью не проникают в поры и трещины, накапливаются в буровом растворе, ухудшают его свойства, прокачиваемость в циркуляционной системе, снижают показатели бурения. При этом значительная часть бурового раствора с такими наполнителями оказывается непригодной для дальнейшего бурения. Для изоляции зон осложнений приходится прерывать процесс бурения скважины на 1-5 суток, производить дорогостоящие изоляционные операции с использованием цементировочной техники, тампонажных цементов.This method is effective in isolating absorbing formations with a large opening of channels and cracks, but is not effective enough for isolating finely porous granular gas-developing and productive formations with feather channels of 10-120 μm and absorbing formations with crack opening of 0.3-3.0 mm, which represent deposits Western Siberia. This drawback is due to the fact that these fillers have a narrow large-sized fractional composition, the particles of which for the most part do not penetrate into pores and cracks, accumulate in the drilling fluid, impair its properties, pumpability in the circulation system, and reduce drilling performance. Moreover, a significant part of the drilling fluid with such fillers is unsuitable for further drilling. To isolate the zones of complications, it is necessary to interrupt the well drilling process for 1-5 days, to carry out expensive insulation operations using cementing equipment, grouting cements.
Целью изобретения является повышение эффективности изоляции поглощающих, газопроявляющих пластов, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, а также сохранение качества бурового раствора и возможности его дальнейшего использования.The aim of the invention is to increase the insulation efficiency of absorbing, gas-producing formations, preservation of the reservoir properties of the reservoir, as well as maintaining the quality of the drilling fluid and the possibility of its further use.
Поставленная цель достигается тем, что в полимерглинистый буровой раствор в качестве наполнителя с кольматирующими свойствами вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или кварцевую, или мраморную муку, содержащую равномерно распределенные в ней порошкообразные мелкие частицы размером от 0,001 до 1 мм, при этом одновременно с промывкой забоя стенки скважины обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают переводник с боковой гидромониторной насадкой.This goal is achieved by the fact that 1-10% of the solution volume dolomite, or quartz, or marble flour containing evenly distributed fine powder particles from 0.001 to 1 mm in size is introduced into the polymer clay drilling mud as a filler with colmatizing properties. at the same time as washing the bottom hole, the walls of the well are treated with a high-pressure jet of drilling fluid containing the specified filler with colmatizing properties, for which purpose a re-assembly of the bottom of the drilling tool includes odnik with lateral jet nozzle.
Новизна способа заключается в том, что в полимерглинистый буровой раствор перед вскрытием проницаемых пород дополнительно вводят 1-10% от объема раствора доломитовую, или мраморную, или кварцевую муку с частицами разного фракционного состава, в процессе бурения одновременно с промывкой забоя стенки скважин обрабатывают высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель с кольматирующими свойствами, для чего в компоновку низа бурового инструмента включают наддолотный переводник с боковой гидромониторной насадкой.The novelty of the method lies in the fact that before opening permeable rocks, 1-10% of the solution volume dolomite, or marble, or quartz flour with particles of different fractional composition is additionally introduced into the polymer clay drilling mud, while the wells are treated with a high-pressure jet while drilling the bottom hole drilling fluid containing the specified filler with kolmatiruyuschih properties, for which the layout of the bottom of the drilling tool include an over-bit sub with lateral hydraulic nozzles oh.
Достижение поставленной цели изобретения обеспечивается:The achievement of the objective of the invention is provided by:
- добавлением в полимерглинистый буровой раствор наполнителей с кольматирующими свойствами с частицами разного фракционного состава и сохранения при этом высоких технологических свойств раствора;- adding to the polymer clay drilling mud fillers with colmatizing properties with particles of different fractional composition and maintaining high technological properties of the solution;
- созданием в поровых каналах, трещинах и на стенке скважин плотного кольматационного экрана разноразмерными частицами кольматанта за счет их заклинивания, создания изоляционного экрана;- the creation of dense colmatation screen in pore channels, cracks and on the wall of the wells with different sized particles of colmatant due to their jamming, creation of an insulating screen;
- интенсификацией кольматации поровых каналов и трещин в процессе их вскрытия одновременной обработкой высоконапорной струей бурового раствора;- intensification of the mudding of pore channels and cracks in the process of opening them by simultaneous treatment with a high-pressure jet of drilling fluid;
- восстановлением проницаемости нефтяного пласта и растворимостью наполнителей (мраморной и доломитовой муки) в кислотах при освоении продуктивного пласта.- restoration of the permeability of the oil reservoir and the solubility of fillers (marble and dolomite flour) in acids during the development of the reservoir.
Из существующего уровня техники нам не известен способ, включающий совокупность указанных выше действий, обеспечивающий достижение поставленной цели, что позволяет нам сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию “изобретательский уровень”.From the existing level of technology, we do not know a method that includes a combination of the above actions, ensuring the achievement of the goal, which allows us to conclude that the proposed technical solution meets the criterion of "inventive step".
Минеральные наполнители с кольматирующими свойствами выпускаются отечественной промышленностью по ТУ-571526-002-45588031-01. Наполнители не растворимы в воде. Мраморная и доломитовая мука растворимы в кислотах, поэтому при их использовании возможно не только изоляция проницаемых пород, но и восстановление первоначальных свойств пласта кислотной обработкой при освоении. Обработка стенок скважины высоконапорной струей бурового раствора, содержащего указанный наполнитель, интенсифицирует кольматацию и изоляцию проницаемых пород.Mineral fillers with clogging properties are produced by the domestic industry according to TU-571526-002-45588031-01. Fillers are not soluble in water. Marble and dolomite flour are soluble in acids, so when they are used, it is possible not only to isolate permeable rocks, but also restore the initial properties of the formation by acid treatment during development. Processing the walls of the well with a high-pressure jet of drilling fluid containing the specified filler, intensifies the mudding and isolation of permeable rocks.
В процессе бурения мелкая фракция наполнителя кольматирует преимущественно мелкопористые гранулярные газонефтеводоносные пласты, а средняя и крупная фракции кольматируют трещиноватые поглощающие пласты.In the process of drilling, the fine fraction of the filler clogs mainly finely porous granular gas-oil-water-bearing strata, and the medium and large fractions clog the fractured absorbing strata.
При добавлении этих наполнителей грубого и тонкого помола в полимерглинистый буровой раствор увеличивается плотность и вязкость растворов, уменьшается показатель фильтрации, а толщина корок и стабильность растворов практически не меняются, табл. 1.When these coarse and fine grout fillers are added to the polymer clay mud, the density and viscosity of the solutions increase, the filtration rate decreases, and the thickness of the crusts and the stability of the solutions practically do not change, table. 1.
Как видно из данных табл. 1, свойства бурового раствора изменяются в достаточно узком интервале показателей и отвечают технологическим требованиям по таким основным показателям, как плотность, вязкость, фильтрация и стабильность.As can be seen from the data table. 1, the properties of the drilling fluid vary in a fairly narrow range of indicators and meet technological requirements for such key indicators as density, viscosity, filtration and stability.
При необходимости в раствор могут быть введены реагенты, регулирующие реологические и триботехнические свойства.If necessary, reagents that regulate the rheological and tribological properties can be introduced into the solution.
Введение в раствор наполнителей менее одного процента не обеспечит необходимую изоляцию проницаемых пород, а добавление их в раствор более 10% приводит к существенному повышению плотности и вязкости раствора.The introduction of less than one percent of fillers into the solution will not provide the necessary insulation of permeable rocks, and their addition to the solution of more than 10% leads to a significant increase in the density and viscosity of the solution.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Скважина, разрез которой представлен в верхней части малоустойчивыми глинистыми породами, бурится с промывкой забоя полимерглинистым буровым раствором. При этом раствор интенсивно нарабатывает глину. Чтобы обеспечить высокую скорость бурения, из раствора максимально удаляют твердую фазу, используя 4-ступенчатую систему очистки. Для бурения в нижней части разреза, представленного газопроявляющим, нефтяным и водоносным поглощающими буровой раствор пластами, перед вскрытием верхнего газоносного пласта в буровой раствор вводится 1-10% мраморной муки (или доломитовой, или кварцевой). В компоновку низа бурового инструмента над долотом устанавливают переводник с боковой гидромониторной насадкой. Дальнейшее углубление, промывка забоя, одновременно обработка стенок скважины гидромониторной высоконапорной струей и изоляция проницаемых газонефтеводоносных пластов осуществляется буровым раствором с наполнителем кольматирующего действия - мраморной мукой.The well, the section of which is represented in the upper part by unstable clay rocks, is drilled with washing the face with a polymer clay mud. In this case, the solution intensively produces clay. To ensure a high drilling speed, the solid phase is removed from the solution as much as possible using a 4-stage cleaning system. For drilling in the lower part of the section, which is represented by gas-developing, oil and water-bearing absorbing mud, before opening the upper gas-bearing formation, 1-10% of marble flour (or dolomite or quartz) is introduced into the drilling mud. In the layout of the bottom of the drilling tool above the bit, a sub with a side hydraulic nozzle is installed. Further deepening, flushing the bottom, simultaneously treating the walls of the borehole with a high-pressure jet and the isolation of permeable gas-oil-water-bearing strata is carried out with a drilling fluid with a filler of mudding action - marble flour.
После перехода на бурение с промывкой забоя раствором с кольматирующими свойствами с одновременной обработкой стенок скважин высоконапорной струей раствора по мере вскрытия газопроявляющий, нефте- и водоносный пласты с гранулярными мелкопористыми коллекторами кольматируются преимущественно мелкой фракцией наполнителя. При этом в стенке скважин образуется кольматационный экран, а на поверхности стенок формируется малопроницаемая фильтрационная корка.After switching to drilling with flushing of the bottom with a solution with mudding properties and simultaneous treatment of the walls of the wells with a high-pressure jet of solution, gas-showing, oil and aquifers with granular finely porous reservoirs are mostly clogged with a small filler fraction as they open. At the same time, a clogging screen forms in the wall of the wells, and an impermeable filter cake is formed on the surface of the walls.
Результаты определения проницаемости фильтрационных корок бурового раствора без наполнителя и с ними, сформировавшихся на фильтре прибора ВМ-6, представлены в табл.2.The results of determining the permeability of the filter cake of the drilling fluid without filler and with them, formed on the filter of the BM-6 device, are presented in Table 2.
Из данных табл. 2 видно, что при введении в буровой раствор наполнителя с кольматирующими свойствами проницаемость фильтрационной корки снижается более чем в 2 раза.From the data table. Figure 2 shows that when a filler with mudding properties is introduced into the drilling fluid, the permeability of the filter cake decreases by more than 2 times.
Исследования влияния растворов с наполнителем на фильтрационно-емкостные свойства, на кольматацию, декольматацию, восстановление проницаемости пород проведены на установке моделирования нарушений эксплуатационных качеств пласта FFES-655 канадской фирмы “Coretest” с использованием керна продуктивных пластов месторождений Западной Сибири. Результаты исследований представлены в табл. 3.Investigations of the influence of filler solutions on filtration-capacitive properties, colmatization, decolmatization, and restoration of rock permeability were carried out on the installation for modeling disturbances in the FFES-655 formation of the Canadian company Coretest using a core of productive formations in the fields of Western Siberia. The research results are presented in table. 3.
По результатам исследования фильтрации бурового раствора через керны песчаника видно, что при введении наполнителей снижается проницаемость кольматационной зоны, что свидетельствует об эффективной защите и изоляции проницаемой породы. Вместе с тем, при фильтрации керосина из “пласта в скважину” почти вдвое возрастает коэффициент восстановления проницаемости породы, следовательно, при использовании этих наполнителей повышается качество вскрытия продуктивных пластов.According to the results of a study of mud filtration through sandstone cores, it is evident that with the introduction of fillers, the permeability of the mud zone decreases, which indicates the effective protection and isolation of permeable rock. At the same time, when kerosene is filtered from the “formation into the well”, the coefficient of recovery of rock permeability almost doubles, therefore, when using these fillers, the opening quality of productive formations increases.
При воздействии 10%-ной соляной кислоты на фильтрационные корки, образованные из бурового раствора с добавками заявляемых наполнителей, в течение 7-25 минут они разрыхляются, уменьшаются в объеме, теряют свои изолирующие свойства и отделяются от фильтра, табл.4.When exposed to 10% hydrochloric acid on the filter cake formed from the drilling fluid with additives of the inventive fillers, within 7-25 minutes they loosen, decrease in volume, lose their insulating properties and are separated from the filter, table 4.
Следовательно, кислотная обработка скважины позволит восстановить проницаемость стенок скважин, обеспечить качественное освоение и высокий дебит нефти (газа).Therefore, acid treatment of the well will allow to restore the permeability of the walls of the wells, to ensure high-quality development and high flow rate of oil (gas).
Таким образом, по мере вскрытия с одновременной обработкой стенок скважины гидромониторной струей газопроявляющий, нефте- и водоносные пласты с гранулярными мелкопористыми породами более эффективно кольматируются буровыми растворами, содержащими указанные наполнители, с образованием менее проницаемой корки, с большим коэффициентом восстановления проницаемости продуктивных пластов при освоении, в том числе после кислотной обработки скважины.Thus, as an autopsy is performed while the walls of the well are treated with a hydromonitor jet, gas-producing, oil and aquifers with granular finely porous rocks are more effectively clogged with drilling fluids containing these fillers, with the formation of a less permeable crust, with a high recovery coefficient of productive formation permeability, including after acid treatment of the well.
При бурении в интервалах крупнопористых, кавернозных или трещиноватых пластов часть бурового раствора поглощается, образуя малоподвижный плотный экран за счет заклинивания в каналах поглощающего пласта крупнозернистой фракции наполнителя и снижения подвижности бурового раствора. В процессе обработки стенок скважины высоконапорной струей бурового раствора частицы наполнителя с большой скоростью попадают в поры и трещины, что повышает эффект заклинивания и кольматации, образования изоляционного экрана.When drilling in the intervals of coarse, cavernous or fractured formations, part of the drilling fluid is absorbed, forming a sedentary dense screen due to jamming of the coarse-grained filler fraction in the channels of the absorbing formation and reducing the mobility of the drilling fluid. In the process of processing the walls of the borehole with a high-pressure jet of drilling fluid, the filler particles enter the pores and cracks with high speed, which increases the effect of jamming and mudding, the formation of an insulating screen.
Известно, что по размеру гранулированные частицы, способные заклиниваться и образовывать перемычки (пробки) в поровых каналах и трещинах, должны быть не менее чем в 3 раза меньше последних. С учетом этого предлагаемые наполнители способны кольматировать поры и трещины с размерами от нескольких микрон до 3 мм.It is known that the size of granular particles that can wedge and form bridges (plugs) in pore channels and cracks should be no less than 3 times smaller than the latter. With this in mind, the proposed fillers are able to clog pores and cracks with sizes from a few microns to 3 mm.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Строительство скважин на Тальниковом нефтегазовом месторождении Западной Сибири осложнено наличием в разрезе высокопроницаемых газопроявляющих пластов и трещиноватых поглощающих пород коры выветривания, непосредственно подстилающих продуктивный нефтяной пласт. Из-за газопроявлений содержание газа в буровом растворе достигает 12%, интенсивность поглощений составляет 5-30 м3/ч и более при средней раскрытости трещин от 0,6 до 3,1 мм. Число поглощающих участков изменяется от 4 до 22. Изоляция поглощающих пластов с использованием в качестве наполнителя древесного опила ухудшает свойства бурового раствора и часто оказывается безрезультатной из-за того, что опил не проникает в поры и трещины, накапливается на стенке скважин. Для повышения эффективности изоляции поглощений проводятся изоляционные операции с использованием цементировочной техники, тампонажных цементов. Однако это требует больших затрат времени и материалов.Well construction at the Talnik oil and gas field in Western Siberia is complicated by the presence in the section of highly permeable gas-producing strata and fractured absorbing rocks of the weathering crust that directly underlie the productive oil stratum. Due to gas manifestations, the gas content in the drilling fluid reaches 12%, the absorption rate is 5-30 m 3 / h or more with an average crack opening of 0.6 to 3.1 mm. The number of absorbing sections varies from 4 to 22. Isolation of absorbing layers using wood sawdust as filler worsens the properties of the drilling fluid and is often unsuccessful due to the fact that sawdust does not penetrate into pores and cracks and accumulates on the wall of wells. To increase the efficiency of absorption isolation, insulation operations are carried out using cementing equipment, grouting cements. However, this requires a lot of time and materials.
Способ бурения испытан при строительстве скважины 24 куста Тальникового месторождения. До кровли газопроявляющего пласта скважина бурилась с промывкой забоя полимерглинистым раствором плотностью 1050 г/см3. С целью предупреждения газопроявлений и поглощений в буровой раствор ввели 4% доломитовой муки. Бурение скважины в интервале газопроявляющего, продуктивного, нефтеносного и поглощающего водоносного пластов вели с промывкой забоя буровым раствором, содержащим наполнитель с кольматирующими свойствами. Одновременно в процессе промывки стенки скважины обрабатывались высоконапорной струей этого раствора при скорости истечения 74 м/с. Способ позволил предупредить и изолировать газопроявления, поглощения бурового раствора, по мере их вскрытия, без существенного ухудшения свойств раствора, снижения скорости бурения и коллекторских свойств нефтяного пласта. Буровой раствор сохранил технологические свойства и был использован при бурении следующей скважины куста. Не потребовалось проведения дорогостоящей изоляционной операции с использованием цементировочной техники и тампонажных материалов. Скважина была успешно освоена и пущена в эксплуатацию с дебитом нефти выше, чем по проекту и соседним скважинам, пробуренным по базовой технологии с использованием полимерглинистого раствора без добавок наполнителя с кольматирующими свойствами.The drilling method was tested during the construction of the well 24 bush Talnikovogo deposits. Before the roof of the gas-developing formation, the well was drilled with washing the bottom with a polymer clay solution with a density of 1050 g / cm 3 . In order to prevent gas manifestations and absorption, 4% dolomite flour was introduced into the drilling fluid. Drilling of a well in the interval of gas-producing, productive, oil-bearing and absorbing aquifers was carried out with washing the bottom with a drilling fluid containing a filler with mudding properties. At the same time, during the washing process, the walls of the well were treated with a high-pressure jet of this solution at a flow rate of 74 m / s. The method allowed to prevent and isolate gas occurrences, absorption of drilling fluid, as they are opened, without a significant deterioration in the properties of the solution, reducing the drilling speed and reservoir properties of the oil reservoir. The drilling fluid retained its technological properties and was used in drilling the next wellbore. It did not require an expensive insulating operation using cementing equipment and grouting materials. The well was successfully mastered and put into operation with an oil production rate higher than that of the project and neighboring wells drilled according to the basic technology using a polymer clay solution without filler additives with clogging properties.
Следовательно, поставленная цель изобретения достигнута.Therefore, the object of the invention is achieved.
Источники информацииSources of information
1. Патент №2146690, C 09 К 7/02, 1998 г. Способ бурения скважины. Галеев Р.Г., Катеев И.С., Катеев Р.И., Шакиров А.Н., Федоров В.А.1. Patent No. 2146690, C 09 K 7/02, 1998. The method of drilling a well. Galeev R.G., Kateev I.S., Kateev R.I., Shakirov A.N., Fedorov V.A.
2. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1980 (прототип).2. Krylov V.I. Isolation of absorbing formations in deep wells. - M .: Nedra, 1980 (prototype).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003127168/03A RU2249089C1 (en) | 2003-09-08 | 2003-09-08 | Well drilling method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003127168/03A RU2249089C1 (en) | 2003-09-08 | 2003-09-08 | Well drilling method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2249089C1 true RU2249089C1 (en) | 2005-03-27 |
Family
ID=35560508
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003127168/03A RU2249089C1 (en) | 2003-09-08 | 2003-09-08 | Well drilling method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2249089C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2492207C1 (en) * | 2012-04-16 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud |
| US11168240B2 (en) | 2017-04-21 | 2021-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrobically treated particulates for improved return permeability |
-
2003
- 2003-09-08 RU RU2003127168/03A patent/RU2249089C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| КРЫЛОВ В.И., Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах, Москва, Недра, 1980, с. 99-106, 201-205. * |
| НИКИШИН В.А., Предупреждение и ликвидация осложнений при бурении скважин, Москва, ВНИИОЭНГ, 1968, с. 26, 27, 30, 32. ЯСОВ В.Г. и др., Борьба с поглощением промывочной жидкости при бурении разведочных скважин, Москва, 1962, с. 24, 26. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2492207C1 (en) * | 2012-04-16 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Drilling mud |
| US11168240B2 (en) | 2017-04-21 | 2021-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrobically treated particulates for improved return permeability |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2190942B1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| EP0761798A1 (en) | Foamable drilling fluid | |
| US3866683A (en) | Method for placing cement in a well | |
| RU2288351C1 (en) | Method for making a bottomhole filter | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2249089C1 (en) | Well drilling method | |
| US3729052A (en) | Hydrothermal treatment of subsurface earth formations | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method | |
| US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well | |
| WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| RU2347900C1 (en) | Drilling-in method | |
| SU1716089A1 (en) | Method of beds isolation | |
| RU2794105C1 (en) | Method for isolating water inflows in gas wells with a sub-horizontal wellbore end | |
| RU2295626C2 (en) | Method for isolating beds during fastening of operation column | |
| RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
| RU2304698C1 (en) | Method of treating bottom zone of formation | |
| Warren et al. | Development of the Pekisko dolomite in the Bigoray field. Issues in formation damage mechanisms, drilling fluid selection and well stimulation | |
| Toor | Problems in squeeze cementing | |
| RU2208129C2 (en) | Method of well cementing | |
| RU2109935C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed | |
| RU2280752C2 (en) | Well completion method | |
| US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111128 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120909 |