RU2484234C1 - Well repair method - Google Patents
Well repair method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2484234C1 RU2484234C1 RU2011148554/03A RU2011148554A RU2484234C1 RU 2484234 C1 RU2484234 C1 RU 2484234C1 RU 2011148554/03 A RU2011148554/03 A RU 2011148554/03A RU 2011148554 A RU2011148554 A RU 2011148554A RU 2484234 C1 RU2484234 C1 RU 2484234C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- resin
- cement
- solution
- curable
- stone
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.The invention relates to methods for repairing wells exposed to annular circulation of water due to violation of the integrity of cement stone.
Известен способ ремонта скважины путем последовательной закачки цементного раствора и отверждаемого раствора смолы с кислотным отвердителем, причем между оторочками цементного раствора и отверждаемого раствора смолы с кислотным отвердителем после отверждения цементного раствора закачивают кислоту для увеличения приемистости обрабатываемой зоны и улучшения адгезии смолы [1].There is a method of repairing a well by sequentially injecting a cement mortar and a cured resin solution with an acid hardener, and between the rims of the cement mortar and the cured resin solution with an acid hardener, acid is injected after the cement mortar has cured to increase the injectivity of the treated area and improve the adhesion of the resin [1].
Известный способ недостаточно эффективен, особенно для скважин, подверженных заколонной циркуляции, так как кислотная обработка нарушает целостность цементного камня в зоне, подлежащей изоляции. Кроме того, при первоначальной закачке цементного раствора происходит изоляция только крупных трещин в цементном кольце, а микротрещины остаются подверженными неконтролируемому действию кислоты, в результате чего они могут увеличиться еще больше, и последующая закачка отверждаемого раствора смолы, позволяющего закупоривать именно микротрещины, может оказаться неэффективной.The known method is not effective enough, especially for wells prone to annular circulation, since acid treatment violates the integrity of the cement stone in the zone to be isolated. In addition, during the initial injection of cement mortar, only large cracks in the cement ring are insulated, and microcracks remain subject to the uncontrolled action of acid, as a result of which they can increase even more, and the subsequent injection of a cured resin solution, which allows plugging microcracks, may be ineffective.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ ремонта скважины путем последовательного закачивания цементного раствора, отверждаемого раствора смолы и, повторно, цементного раствора [2].The closest in technical essence to the proposed one is a method of repairing a well by successively injecting a cement mortar, a cured resin solution and, again, a cement mortar [2].
При первоначальной закачке цементного раствора происходит качественная изоляция только крупных трещин в цементном кольце. Кроме того, закачиваемый цементный раствор, останавливаясь на входе в микротрещины, может заблокировать доступ к ним для последующей оторочки отверждаемого раствора смолы, что отрицательно скажется на длительности эффекта от ремонта, т.к. качественная изоляция микротрещины возможна только в случае проникновения изоляционного материала на большую часть ее длины.During the initial injection of cement mortar, only large cracks in the cement ring are qualitatively insulated. In addition, the injected cement, stopping at the entrance to microcracks, can block access to them for the subsequent rim of the cured resin solution, which will negatively affect the duration of the repair effect, as high-quality insulation of microcracks is possible only if the insulating material penetrates over most of its length.
Кроме того, при последовательной закачке согласно литературным данным (например, [3]) в зоне смешения концентрации отверждаемого раствора смолы и цементного раствора будут плавно меняться от 1% до 99%, соответственно будут меняться свойства образующегося камня. Лабораторные исследования авторов (фиг.1) показывают, что при неконтролируемом смешении смолы и цемента образуется, как правило, тампонажный камень более низкой прочности по сравнению с цементным и смоляным камнями. На фиг.1 представлены зависимости прочности на сжатие тампонажного камня от соотношения объемов цементного раствора (при водоцементном соотношении, равном 0,5) и отверждаемого раствора смолы (при следующих концентрациях отвердителя в отвергаемом растворе смолы:In addition, during sequential injection according to published data (for example, [3]) in the mixing zone, the concentrations of the curable resin and cement mortar will smoothly change from 1% to 99%, respectively, the properties of the formed stone will change. Laboratory studies of the authors (figure 1) show that with an uncontrolled mixing of resin and cement, as a rule, a cement stone of lower strength is formed in comparison with cement and resin stones. Figure 1 shows the dependences of the compressive strength of cement stone on the ratio of the volumes of the cement mortar (with a water-cement ratio of 0.5) and the cured resin solution (at the following concentrations of hardener in the rejected resin solution:
- смола ацетоноформальдегидная АЦФ-75 (ТУ 2228-006-48090685-2002 с изм. №1): отвердитель - 10%-ный раствор NaOH (содержание в отверждаемом растворе смолы 40 об.%);- acetone-formaldehyde resin ACF-75 (TU 2228-006-48090685-2002 with amendment No. 1): hardener - 10% NaOH solution (the content in the cured resin solution is 40 vol.%);
- смола Софит (ТУ 2200-001-17804808-2008): отвердитель - 32%-ный раствор NaOH (содержание в отверждаемом растворе смолы 10 об.%);- resin Sofit (TU 2200-001-17804808-2008): hardener - 32% NaOH solution (the content in the cured resin solution is 10 vol.%);
- смола Резойл К-1 (ТУ 2221-637-55778270-2004): отвердитель - КатоРИР Н2 (содержание в отверждаемом растворе смолы 20 об.%).- Resoil K-1 resin (TU 2221-637-55778270-2004): hardener - KatoRIR H2 (the content in the curable resin solution is 20 vol.%).
Видно, что для двух исследованных смол - Софит и Резойл К-1 - при любом соотношении компонентов - отверждаемого раствора смолы и цементного раствора - образуется тампонажный камень, прочность которого ниже прочности цементного или смоляного камня.It can be seen that for the two investigated resins - Sofit and Rezoyl K-1 - for any ratio of components - a curable resin solution and cement mortar - a cement stone is formed whose strength is lower than the strength of a cement or resin stone.
Для смолы АЦФ-75 имеется определенный интервал соотношений отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, при котором прочность тампонажного камня выше прочности цементного или смоляного камня. Но при большинстве соотношений отверждаемого раствора смолы и цементного раствора прочность тампонажного камня также ниже прочности цементного или смоляного камня.For ACF-75 resin, there is a certain range of ratios of the curable resin solution and cement mortar, in which the strength of the cement stone is higher than the strength of cement or resin stone. But with most ratios of the curable resin and cement mortar, the strength of the cement is also lower than the strength of the cement or resin.
Также при большой протяженности зоны смешения отверждаемого раствора смолы и цементного раствора в НКТ может происходить их преждевременное отверждение, в результате чего может быть создана аварийная ситуация. Следовательно, способ ремонта скважины, представленный в [2] недостаточно эффективен, и есть смысл направить усилия на образование в стволе скважины зоны смешения с определенным соотношением компонентов.Also, with a large extent of the mixing zone of the curable resin and cement mortar in the tubing, they may prematurely cure, resulting in an emergency situation. Therefore, the well repair method presented in [2] is not effective enough, and it makes sense to direct efforts to form a mixing zone in the wellbore with a certain ratio of components.
Решаемая заявляемым техническим решением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа ремонта скважины путем одновременной закачки отверждаемого раствора смолы и цементного раствора за счет предотвращения образования в зоне смешения непрочного тампонажного камня.Solved by the claimed technical solution, the problem and the expected technical result are to increase the efficiency of the method of repairing the well by simultaneously injecting a cured resin solution and cement mortar by preventing the formation of unstable cement stone in the mixing zone.
Поставленная задача решается тем, что после предварительной закачки отверждаемого раствора смолы в заколонное пространство производят одновременную закачку отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, причем выбор смолы и режим закачки отверждаемого раствора выбранной смолы и цементного раствора соблюдают таким образом, чтобы образовывался прочный цементно-смоляной камень.The problem is solved in that after preliminary injection of the curable resin solution into the annulus, the curable resin solution and cement mortar are simultaneously injected, and the choice of resin and the mode of injection of the curable solution of the selected resin and cement mortar are observed so that a durable cement-resin stone is formed.
Дополнительно в компоновку НКТ включают пакер.Additionally, a packer is included in the tubing arrangement.
Одновременную закачку отверждаемой смолы и цементного раствора осуществляют по двум концентричным колоннам НКТ.The simultaneous injection of cured resin and cement mortar is carried out in two concentric tubing columns.
В качестве смолы используют ацетоноформальдегидную смолу, отверждаемую отвердителем с щелочным pH.As the resin, an acetone-formaldehyde resin cured with an alkaline pH hardener is used.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.The method is carried out by the following sequence of operations.
1. Предварительная закачка отверждаемого раствора смолы в заколонное пространство для изоляции микротрещин.1. Pre-injection of a curable resin solution into the annulus to isolate microcracks.
2. Одновременная закачка в интервал изоляции отверждаемого раствора смолы и цементного раствора. Для создания прочного цементно-смоляного камня выбирают смолу типа ацетоноформальдегидной, когда имеет место синергетический эффект при взаимодействии ее отверждаемого раствора с цементным раствором по прочности образующегося цементно-смоляного камня, и соблюдают режим закачки цементного раствора и отверждаемого раствора смолы, а именно расходы (соотношение объемов) цементного раствора и отверждаемого раствора смолы.2. Simultaneous injection into the insulation interval of the curable resin and cement mortar. To create a durable cement-resin stone, a resin of the acetone-formaldehyde type is chosen when a synergistic effect occurs during the interaction of its cured mortar with the cement mortar according to the strength of the formed cement-resin stone, and the mode of injection of the cement mortar and the cured resin solution is observed, namely, the costs (ratio of volume volumes ) cement mortar and curable resin solution.
3. Подъем НКТ. Скважину оставляют на период ожидания затвердевания тампонажного камня.3. The rise of tubing. The well is left for the period of waiting for the hardening of the cement stone.
4. После окончания периода ожидания затвердевания тампонажного камня разбуривают мост в стволе скважины.4. After the waiting period for the hardening of the cement stone, a bridge is drilled in the wellbore.
В случае с ацетоноформальдегидной смолой наблюдается синергетический эффект при взаимодействии ее отверждаемого раствора с цементным раствором в соотношении объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1 (см. фиг.1). В этом случае прочность тампонажного камня превышает прочность камня, полученного из компонентов смеси по отдельности, что может быть использовано для повышения эффективности ремонта скважин.In the case of acetone-formaldehyde resin, a synergistic effect is observed with the interaction of its curable mortar with cement mortar in a volume ratio of "cured resin solution: cement mortar" = 3: 1 (see figure 1). In this case, the strength of the cement stone exceeds the strength of the stone obtained from the components of the mixture separately, which can be used to increase the efficiency of well repair.
В связи с этим способ ремонта осуществляется путем одновременной закачки по двум концентричным колоннам НКТ (труба в трубе) отверждаемого раствора смолы и цементного раствора, объемы оторочек и режим закачки которых выбирают таким образом, чтобы в зоне смешения достигалось соотношение объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1 и происходило образование прочного тампонажного камня.In this regard, the repair method is carried out by simultaneous injection of two curable tubing columns (pipe in pipe) of the cured resin solution and cement mortar, the rim volumes and injection mode of which are chosen so that the ratio of the cured resin: cement volume ratio is reached in the mixing zone solution ”= 3: 1 and the formation of a solid cement stone.
На первом этапе по двум концентричным колоннам НКТ при открытом затрубном пространстве отверждаемый раствор смолы и цементный раствор доводят до башмака НКТ, который располагают на 50 м выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта. При этом отверждаемый раствор смолы подают, например, по наружной колонне НКТ, а цементный раствор при этом - по внутренней.At the first stage, using two concentric tubing columns with an open annulus, the cured resin solution and cement mortar are brought to the tubing shoe, which is located 50 m above the upper holes of the perforation interval of the reservoir. In this case, the cured resin solution is supplied, for example, through the outer tubing string, while the cement mortar is supplied through the inner one.
Далее закрывают внутреннюю колонну НКТ и затрубное пространство. По внешней колонне НКТ отверждаемый раствор смолы начинают продавливать в область заколонной циркуляции водой или гидрофобным агентом под давлением. В результате происходит частичное попадание отверждаемого раствора смолы в продуктивный и водоносный пласты, а также заполнение микротрещин цементного камня в области заколонной циркуляции воды.Next, close the inner tubing string and annulus. The cured resin solution begins to be forced through the outer tubing string into the annular circulation region with water or a hydrophobic agent under pressure. The result is a partial penetration of the cured resin solution into the productive and aquifer, as well as the filling of cement stone microcracks in the annular circulation of water.
При приемистости интервала изоляции более 500 м3/сут (при давлении на устье 100 атм и менее) перед закачиванием отверждаемого раствора смолы требуется предварительное снижение приемистости с использованием гелеобразующих или эмульсионных составов до порядка 300 м3/сут.When the injectivity of the isolation interval is more than 500 m 3 / day (with a pressure at the mouth of 100 atm or less), before injecting the cured resin solution, a preliminary decrease in injectivity with the use of gel-forming or emulsion compositions to about 300 m 3 / day is required.
После этого при закрытом затрубном пространстве, не прекращая продавки отверждаемого раствора смолы в область заколонной циркуляции воды, открывают внутреннюю колонну НКТ и начинают продавку цементного раствора.After that, with the annulus closed, without stopping the flow of the curable resin solution into the annular water circulation region, the inner tubing string is opened and cement grout is started.
Объем отверждаемого раствора смолы, после продавки которого необходимо начать продавку цементного раствора (Vc1, м3), определяется по формуле (1):The volume of the cured resin solution, after the sale of which it is necessary to begin the sale of cement mortar (V c1 , m 3 ), is determined by the formula (1):
где k - коэффициент разбавления отверждаемого раствора смолы водой в НКТ в процессе ее закачки,where k is the dilution factor of the curable resin solution with water in the tubing during its injection,
Rс - радиус закачки смолы в нефтяной пласт, м,R with the radius of the injection of resin into the oil reservoir, m,
Rд - радиус скважины по долоту, м,R d - well radius by bit, m,
Rв - радиус закачки смолы в водоносный пласт, м,R in - radius of injection of resin into the aquifer, m,
hн - толщина нефтяного пласта, м,h n - the thickness of the oil reservoir, m,
mн - пористость нефтяного пласта,m n - the porosity of the oil reservoir,
hв - толщина водоносного пласта, м,h in - the thickness of the aquifer, m,
mв - пористость водоносного пласта,m in - the porosity of the aquifer,
Rк - внешний радиус обсадной колонны, м,R to the outer radius of the casing, m,
hпep - толщина перемычки между продуктивным и водоносным пластами.h per - thickness of the bridge between the productive and aquifers.
Первое слагаемое в формуле определяет объем отверждаемого раствора смолы, попадающий в продуктивный пласт. Второе слагаемое определяет объем отверждаемого раствора смолы, попадающий в водоносный пласт. Третье слагаемое определяет объем отверждаемого раствора смолы, необходимый для изоляции микротрещин в области заколонной циркуляции воды. При этом радиус закачки смолы в нефтяной пласт не может превышать длину перфорационных отверстий, так как это сделает невозможным последующее освоение продуктивного пласта. В случае использования гидрофобного агента коэффициент k принимает значение 1, при использовании воды - более 1, причем может рассчитываться, например, с учетом формул, представленных в [3]. Радиусы закачивания отверждаемого раствора смолы в продуктивный и водоносный пласты могут определяться, например, на основании численного эксперимента, как описано в [4], или исходя из соотношения проводимостей (произведения проницаемостей на толщину) продуктивного и водоносного пластов.The first term in the formula determines the volume of the curable resin solution falling into the reservoir. The second term defines the volume of the cured resin solution that enters the aquifer. The third term defines the volume of the cured resin solution, which is necessary to isolate microcracks in the region of annular circulation of water. At the same time, the radius of resin injection into the oil reservoir cannot exceed the length of the perforations, since this will make it impossible to further develop the reservoir. In the case of using a hydrophobic agent, the coefficient k takes the value 1, when using water - more than 1, and can be calculated, for example, taking into account the formulas presented in [3]. The radii of injection of the cured resin solution into the productive and aquifer can be determined, for example, on the basis of a numerical experiment, as described in [4], or on the basis of the ratio of conductivities (product of permeability to thickness) of the productive and aquifer.
После начала продавки цементного раствора расход технологических жидкостей регулируют таким образом, чтобы в зоне смешения под башмаком НКТ достигалось соотношение объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1. Цементно-смоляной раствор не способен к проникновению в пористую среду, в результате чего после заполнения крупных трещин начинается рост давления.After the cement grout has been started, the flow rate of process fluids is controlled so that in the mixing zone under the tubing shoe the ratio of volumes of “cured resin solution: cement mortar” = 3: 1 is achieved. The cement-resin mortar is not able to penetrate into the porous medium, as a result of which, after filling large cracks, the pressure begins to increase.
Общий объем цементного раствора (Vц, м3) и отверждаемого раствора смолы (Vc, м3) рассчитывают по формулам (2) и (3) соответственно:The total volume of cement mortar (V c , m 3 ) and the cured resin solution (V c , m 3 ) are calculated according to formulas (2) and (3), respectively:
где n - плотность перфорации, отверстий/м,where n is the density of perforation, holes / m,
Rп - радиус перфорационных отверстий, м,R p the radius of the perforations, m,
lп - длина перфорационных отверстий, м,l p - the length of the perforations, m,
R0 - внутренний радиус обсадной колонны, м,R 0 is the inner radius of the casing, m,
Vср - объем срезки цементного раствора, м3,V cf - the volume of cut cement, m 3 ,
W - объемная доля отверждаемого раствора смолы в цементно-смоляном растворе, при которой достигается максимальная прочность цементно-смоляного камня.W is the volume fraction of the cured resin solution in the cement-resin solution, at which the maximum strength of the cement-resin stone is achieved.
По достижении давления опрессовки эксплуатационной колонны продавливание растворов водой или гидрофобным агентом прекращается. Затем осуществляют обратную промывку и подъем НКТ на 100-150 м выше интервала перфорации нефтяного пласта и оставляют скважину на период ожидания затвердевания тампонажного камня.Upon reaching the test pressure of the production casing, the forcing of the solutions with water or a hydrophobic agent ceases. Then, backwashing and lifting of the tubing is carried out 100-150 m above the interval of perforation of the oil reservoir and the well is left for the waiting period for the hardening of the cement stone.
ПримерExample
Например, имеем скважину, в которой геофизическими исследованиями установлено плохое качество цементного кольца и обусловленная этим заколонная циркуляция жидкости. Интервал, подлежащий изоляции (интервал перфорации), находится на глубине 2500 м; его приемистость - 300 м3/сут. Пусть Rд=0,108 м; Rк=0,084 м; Rс=0,3 м; Rв=0,3 м; hн=5 м; mн=0,2; hв=10 м; mв=0,2; hпер=10 м; n=20 отверстий/м; Rп=0,01 м; lп=0,5 м; Ro=0,07 м.For example, we have a well in which geophysical studies have established the poor quality of the cement ring and the resulting annular circulation of the fluid. The interval to be isolated (perforation interval) is at a depth of 2500 m; its pick-up is 300 m 3 / day. Let R d = 0.108 m; R k = 0.084 m; R s = 0.3 m; R in = 0.3 m; h n = 5 m; m n = 0.2; h in = 10 m; m in = 0.2; h lane = 10 m; n = 20 holes / m; R p = 0.01 m; l p = 0.5 m; R o = 0.07 m.
Башмак концентричных колонн НКТ установим на 50 м выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта. При открытом затрубном пространстве отверждаемый раствор ацетоноформальдегидной смолы и цементный раствор доведем до башмака НКТ. При этом отверждаемый раствор ацетоноформальдегидной смолы будем подавать по наружной колонне НКТ, а цементный раствор - по внутренней.We install the shoe of concentric tubing columns 50 m above the upper holes of the perforation interval of the reservoir. When the annulus is open, the cured solution of acetone-formaldehyde resin and cement mortar are brought to the tubing shoe. In this case, a curable solution of acetone-formaldehyde resin will be supplied through the outer tubing string, and cement mortar through the inner one.
Закроем внутреннюю колонну НКТ и затрубное пространство. По внешней колонне НКТ отверждаемый раствор ацетоноформальдегидной смолы начнем продавливать в область заколонной циркуляции гидрофобным агентом под давлением. Объем закачки отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы в заколонное пространство по формуле (1) составляет 0,9 м3.We close the inner tubing string and the annulus. Through the outer tubing string, the curable acetone-formaldehyde resin solution will begin to be pressed into the annular circulation region with a hydrophobic agent under pressure. The volume of injection of the curable solution of acetone-formaldehyde resin into the annulus according to the formula (1) is 0.9 m 3 .
Не прекращая продавки отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы в область заколонной циркуляции воды, откроем внутреннюю колонну НКТ и начнем продавку цементного раствора. При этом расход технологических жидкостей регулируется таким образом, чтобы на забое в зоне смешения под башмаком НКТ достигалось соотношение объемов «отверждаемый раствор смолы: цементный раствор» = 3:1. При этом будет закачано 0,6 м3 отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы (по формуле (3)) и 0,2 м3 цементного раствора (по формуле (2)). Итоговый объем смолы, необходимый на скважино-операцию, составляет 1,5 м3, цементного раствора - 0,2 м3.Without stopping the sales of the curable solution of acetone-formaldehyde resin to the annular circulation of water, we will open the inner tubing string and begin to sell cement. At the same time, the flow rate of process fluids is regulated in such a way that at the bottom in the mixing zone under the tubing shoe, the ratio of volumes of “cured resin: cement mortar” = 3: 1 is achieved. In this case, 0.6 m 3 of the curable solution of acetone-formaldehyde resin (according to the formula (3)) and 0.2 m 3 of cement solution (according to the formula (2)) will be pumped. The total volume of resin required for the well operation is 1.5 m 3 , cement mortar - 0.2 m 3 .
Цементно-смоляной камень, полученный после отверждения смеси отверждаемого раствора ацетоноформальдегидной смолы и цементного раствора, будет изолировать крупные трещины в цементном кольце, перфорационные отверстия и формировать мост в стволе скважины. При этом его прочность превышает прочность и цементного, и смоляного камня по отдельности, что указывает на желательность использования указанного способа для достижения эффективной изоляции интервала заколонной циркуляции.The cement-resin stone obtained after curing a mixture of a curable solution of acetone-formaldehyde resin and cement mortar will isolate large cracks in the cement ring, perforations and form a bridge in the wellbore. Moreover, its strength exceeds the strength of both cement and resin stones separately, which indicates the desirability of using this method to achieve effective isolation of the annular circulation interval.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ №2323325. Способ изоляции зоны поглощения пласта / Крючков В.И., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С. и др. // Опубл. 27.04.2008 г.1. RF patent No. 23233325. The method of isolation of the absorption zone of the formation / Kryuchkov V.I., Ibragimov N.G., Khisamov R.S. and others // Publ. 04/27/2008
2. A.V.Sakhan, A.A.Chegodaeva, and V.V.Gorbunov. Remedial Cementing at High Temperatures (Case Study: Oilfields of Rosneft-StavropoIneftegaz). Paper SPE 135986 presented at the 2010 SPE Russian Oil & Gas Technical conference held in Moscow, Russia, 26-28 Oct. 2010.2. A.V. Sakhan, A.A. Chegodaeva, and V.V. Gorbunov. Remedial Cementing at High Temperatures (Case Study: Oilfields of Rosneft-StavropoIneftegaz). Paper SPE 135986 presented at the 2010 SPE Russian Oil & Gas Technical conference held in Moscow, Russia, 26-28 Oct. 2010.
3. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: «Недра», 1981. - 237 с.3. Blazhevich V. A., Umrikhina E. N., Umetbaev V. G. Repair and insulation work in the operation of oil fields. M .: "Nedra", 1981. - 237 p.
4. Ильясов А.М. Моделирование процесса ликвидации заколонной циркуляции жидкости / А.М.Ильясов, И.Ю.Ломакина, А.В.Корнилов [и др.] // ОАО НПФ «Геофизика». Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа: «НПФ «Геофизика», 2009. - Вып.6. - С.80-90.4. Ilyasov A.M. Modeling the process of elimination of annular fluid circulation / A.M. Ilyasov, I.Yu. Lomakina, A.V. Kornilov [et al.] // OAO NPF Geofizika. Collection of articles by graduate students and young professionals. - Ufa: "NPF" Geophysics ", 2009. - Issue 6. - S.80-90.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011148554/03A RU2484234C1 (en) | 2011-11-29 | 2011-11-29 | Well repair method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011148554/03A RU2484234C1 (en) | 2011-11-29 | 2011-11-29 | Well repair method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2484234C1 true RU2484234C1 (en) | 2013-06-10 |
Family
ID=48785687
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011148554/03A RU2484234C1 (en) | 2011-11-29 | 2011-11-29 | Well repair method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2484234C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2737745C2 (en) * | 2019-03-29 | 2020-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "РостТех" | Sealing method of production strings of oil and gas wells |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4936385A (en) * | 1989-10-30 | 1990-06-26 | Halliburton Company | Method of particulate consolidation |
RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
RU2273723C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-04-10 | Борис Сергеевич Лядов | Method for isolation work performing in well |
RU2323325C2 (en) * | 2006-01-10 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method for theft zone of reservoir |
RU2340761C1 (en) * | 2007-08-29 | 2008-12-10 | Айрат Ильхатович Ибрагимов | Method of elimination of leakage of producing well column |
-
2011
- 2011-11-29 RU RU2011148554/03A patent/RU2484234C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4936385A (en) * | 1989-10-30 | 1990-06-26 | Halliburton Company | Method of particulate consolidation |
RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
RU2273723C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-04-10 | Борис Сергеевич Лядов | Method for isolation work performing in well |
RU2323325C2 (en) * | 2006-01-10 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method for theft zone of reservoir |
RU2340761C1 (en) * | 2007-08-29 | 2008-12-10 | Айрат Ильхатович Ибрагимов | Method of elimination of leakage of producing well column |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2737745C2 (en) * | 2019-03-29 | 2020-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "РостТех" | Sealing method of production strings of oil and gas wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA3029247C (en) | Determining diverter effectiveness in a fracture wellbore | |
US8061427B2 (en) | Well product recovery process | |
RU2544931C1 (en) | Carbonaceous oil deposit development method | |
CN104508079A (en) | Methods of improving hydraulic fracture network | |
RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
US10018023B2 (en) | Method of microbially assisted water alternating gas injection as a means of enhanced oil recovery by supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2288356C1 (en) | Method for processing bottomhole zone of horizontal well | |
RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2483193C1 (en) | Well repair method | |
RU2484234C1 (en) | Well repair method | |
RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
RU2584253C2 (en) | Method for reactant-wave treatment of bottomhole formation zone with filtration pressure waves | |
RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
RU2720717C1 (en) | Intensification method for well operation | |
RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171130 |