RU2223386C2 - Sealing of pipe and string clearance - Google Patents
Sealing of pipe and string clearance Download PDFInfo
- Publication number
- RU2223386C2 RU2223386C2 RU2002109854/03A RU2002109854A RU2223386C2 RU 2223386 C2 RU2223386 C2 RU 2223386C2 RU 2002109854/03 A RU2002109854/03 A RU 2002109854/03A RU 2002109854 A RU2002109854 A RU 2002109854A RU 2223386 C2 RU2223386 C2 RU 2223386C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- pipe
- pressure
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано для герметизации трубного и заколонного пространства, особенно в скважинах с аномально высоким давлением.The invention relates to the field of oil and gas production and can be used to seal the pipe and annulus, especially in wells with abnormally high pressure.
Одной из основных причин возникновения избыточного давления в межколонном пространстве и самой скважине является негерметичность цементного камня, например, в результате использования тампонажного материала в виде цемента на глинистом растворе, что не обеспечивает сцепления тампонажного материала с колонной и породой, многократные опрессовки эксплуатационной колонны, цементных мостов, резкое стравливание избыточного давления, приводящее к разрушению цементного кольца, образованию в нем трещин и “отлипанию” цемента от породы и колонны.One of the main reasons for the occurrence of excessive pressure in the annulus and the well itself is the leakage of cement stone, for example, as a result of the use of grouting material in the form of cement on clay mud, which does not allow the grouting material to adhere to the column and rock, multiple crimping of the production string, cement bridges , sharp bleeding of excess pressure, leading to the destruction of the cement ring, the formation of cracks in it and the "sticking" of cement from the rock and stake onna.
Известен способ герметизации трубного и заколонного пространства (Амиров А.Д., Овиатанов С.Т., Яшин А.С. “Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин”, М., Недра, 1975, с. 192-256). Известный способ герметизации трубного и заколонного пространства включает в себя глушение скважины технологической жидкостью, перфорирование колонны, закачку тампонажного раствора и продавочной жидкости, вытеснение избытка тампонажного раствора из скважины, оставление скважины на период ожидания затвердевания тампонажного раствора.A known method of sealing pipe and annulus (Amirov A.D., Oviatanov S.T., Yashin A.S. “Overhaul of oil and gas wells”, M., Nedra, 1975, pp. 192-256). A known method of sealing a pipe and annulus includes killing a well with process fluid, perforating the column, injecting grout and grout fluid, displacing excess grout from the well, leaving the well to wait for the grout to solidify.
Однако известный способ имеет ряд недостатков, которые не позволяют осуществить необходимую герметизацию трубного и заколонного пространства.However, the known method has several disadvantages that do not allow the necessary sealing of the tube and annular space.
На месторождениях с аномально высоким пластовым давлением герметизация осуществляется при помощи тампонажного раствора в виде цемента на утяжеленном глинистом растворе. При этом призабойная зона пласта насыщается утяжеленным буровым раствором, из которого происходит осаждение утяжелителей (барита, гематита и др.), что приводит к закупорке пор и фильтрационных каналов. При этом резко снижаются фильтрационно-емкостные характеристики призабойной зоны пласта коллектора вплоть до полного отсутствия приемистости, в силу чего закачиваемый цементный раствор удельного веса 1,60 - 1,70 г/см3 не попадает в призабойную зону пласта, а схватывается в эксплуатационной колонне. Помимо прочего, глинистая корка препятствует хорошему сцеплению цемента с породой и с внутренней и внешней поверхностями колонны. Поэтому такая герметизация дает кратковременный эффект (10 - 15 суток), так как при наличии депрессии на пласт во время эксплуатации скважины глинисто-цементная смесь быстро разрушается и пластовые флюиды вновь поступают на забой. Это обусловлено еще и тем, что существующие марки тампонажных цементов не обладают достаточной степенью помола и это не позволяет им глубоко проникать в проницаемые пласты, тем более в пласты с ухудшенной проницаемостью. То есть диаметр зерен больше размера пор пласта.In fields with an abnormally high reservoir pressure, sealing is carried out using cement slurry in the form of cement on a heavier clay solution. At the same time, the bottom-hole zone of the formation is saturated with heavier drilling fluid, from which precipitation of weighting agents (barite, hematite, etc.) occurs, which leads to blockage of pores and filter channels. At the same time, the filtration-capacitive characteristics of the bottom-hole zone of the reservoir are sharply reduced up to the complete lack of injectivity, due to which the injected cement slurry with a specific gravity of 1.60 - 1.70 g / cm 3 does not fall into the bottom-hole zone of the formation, but seizes in the production string. Among other things, the clay crust prevents good adhesion of cement to the rock and to the inner and outer surfaces of the column. Therefore, such a sealing gives a short-term effect (10-15 days), since in the presence of depression on the formation during the operation of the well, the clay-cement mixture quickly collapses and the formation fluids again enter the face. This is also due to the fact that the existing brands of cement cements do not have a sufficient degree of grinding and this does not allow them to penetrate deep into permeable formations, especially into formations with impaired permeability. That is, the grain diameter is larger than the pore size of the formation.
Кроме того, в известном способе перфорация колонны осуществляется напротив проницаемой части пласта. Это приводит к тому, что через некоторое время после проведения работ пластовые флюиды, имеющие избыточное давление, обтекают место герметизации тампонажным раствором по проницаемым каналам в пласте и прорываются к устью скважины.In addition, in the known method, the perforation of the column is carried out opposite the permeable part of the formation. This leads to the fact that some time after the work, formation fluids having excess pressure flow around the place of sealing with cement slurry through permeable channels in the formation and break through to the wellhead.
Технической задачей предлагаемого изобретения является предотвращение фильтрации флюидов в трубном и заколонном пространствах при расширении технологических возможностей способа.The technical task of the invention is to prevent fluid filtration in the pipe and annular spaces while expanding the technological capabilities of the method.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе герметизации трубного и заколонного пространств, включающем глушение скважины технологической жидкостью, перфорирование колонны, закачку тампонажного раствора и продавочной жидкости, вытеснение избытка тампонажного раствора из скважины, оставление скважины на период ожидания затвердевания тампонажного раствора, технологическую жидкость вытесняют технической водой при избыточном давлении на пласт, затем осуществляют перфорирование колонны в верхней части проницаемого горизонта и подошвы вышележащей непроницаемой перемычки, продувку скважины на факел при максимальной депрессии и промывку технической водой при избыточном давлении по отношению к давлению в пласте, закачку водорастворимого полимера, коагулирующего и твердеющего при контакте с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов, закачку и продавливание тампонажного раствора в пласт, трубное и заколонное пространства при сохранении избыточного давления, причем в качестве тампонажного раствора используют смесь цемента с реологической и упрочняющей добавкой типа “Микродур” с особо тонкодисперсной минеральной вяжущей.The stated technical problem is solved due to the fact that in the method of sealing the pipe and annulus, including killing the well with process fluid, perforating the column, injecting the grout and squeeze fluid, displacing the excess of grout from the well, leaving the well to wait for the grout to solidify, the process the liquid is displaced by technical water at an overpressure on the formation, then the columns are perforated in the upper part of the permeability of the horizon and the sole of the overlying impermeable bridge, flushing the well with maximum depression and flushing with technical water at overpressure relative to the pressure in the reservoir, injection of a water-soluble polymer coagulating and hardening in contact with formation waters containing polyvalent metal ions, injection and pumping cement slurry into the reservoir, pipe and annular spaces while maintaining excess pressure, and as a grouting mortar using a mixture of cement with rheological and hardening additive type "Microdur" with a particularly finely dispersed mineral binder.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что для предотвращения фильтрации флюидов в трубном и заколонном пространствах за счет способа их герметизации в качестве тампонажного раствора используется смесь цемента с особо тонкодисперсной минеральной вяжущей добавкой типа “Микродур” в виде водной суспензии для укрепления и уплотнения места герметизации тампонажным раствором.The essence of the invention lies in the fact that to prevent the filtration of fluids in the pipe and annular spaces due to the method of sealing them, cement mixture is used as a grouting cement mixture with a particularly fine-dispersed mineral binder additive of the Microdur type in the form of an aqueous suspension to strengthen and seal the place of sealing with grouting solution.
“Микродур” - это особо тонкодисперсное минеральное вяжущее вещество с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава. “Микродур” производится посредством воздушной сепарации пыли при помоле цементного клинкера. Технология изготовления ОТДВ “Микродур” разработана и освоена специалистами фирмы “INTRA-BAVGmbH” совместно со специалистами концерна “Dyckerhoff AC” (г. Висбаден, Германия) и защищена Европейским патентом.“Mikrodur” is a particularly finely dispersed mineral binder with a guaranteed smooth change in particle size distribution. "Microdur" is produced by air separation of dust by grinding cement clinker. The manufacturing technology of the Mikrodur OTDV was developed and mastered by the specialists of the INTRA-BAVGmbH company together with the specialists of the Dyckerhoff AC concern (Wiesbaden, Germany) and is protected by the European patent.
Благодаря малому размеру (диаметр зерен 
Проникающая способность суспензии “Микродур” сопоставима с бездисперсными вяжущими. Суспензия “Микродур” проникает в лессовые грунты, плотный бетон с радиусом распространения, аналогичным бездисперсным веществом.The penetrating ability of the suspension "Microdur" is comparable to disperse binders. Suspension “Mikrodur” penetrates into loess soils, dense concrete with a radius of distribution, similar dispersed substance.
“Микродур” является порошком со специально подобранным минеральным и гранулометрическим составом. Это обеспечивает высокую водоудерживающую способность (В/Ц до 6,0) и реологические характеристики, соизмеримые с реологией обычной воды. Водные суспензии на основе “Микродур” обладают высокой проникающей способностью в поровую структуру растворов, бетонов и грунта с последующим затвердеванием. Таким образом, “Микродур” можно рассматривать как альтернативу жидкому стеклу и полимерным композициям (эпоксидной, карбомидной, фенолформальдегидной и др.) со следующими преимуществами: долговечность, простая и удобная технология приготовления суспензии и инъектирования, экологическая чистота, однородность с обычными цементами по составу, совместимость с бетоном и железобетоном, возможность выполнения работ в условиях обводненных и водонасыщенных конструкций и пластов.Mikrodur is a powder with a specially selected mineral and particle size distribution. This provides a high water holding capacity (W / C up to 6.0) and rheological characteristics commensurate with the rheology of ordinary water. Aqueous suspensions based on Mikrodur have high penetration into the pore structure of mortars, concrete and soil, followed by solidification. Thus, Mikrodur can be considered as an alternative to liquid glass and polymer compositions (epoxy, carbide, phenol formaldehyde, etc.) with the following advantages: durability, simple and convenient technology for preparing a suspension and injection, environmental cleanliness, uniformity with conventional cements in composition, compatibility with concrete and reinforced concrete, the ability to perform work in conditions of flooded and water-saturated structures and formations.
Перфорирование осуществляется в верхней части проницаемого горизонта и подошвы непроницаемой перемычки, что не дает возможности пластовым флюидам, имеющим избыточное давление, обтекать места герметизации тампонажным раствором, прорываясь к устью скважины. Использование водорастворимого полимера типа К-9 перед закачиванием основного тампонажного раствора основано на свойстве этого материала коагулировать при контакте с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов (Са+, Mg++, Al+++, Fe++ и др.).Perforation is carried out in the upper part of the permeable horizon and the bottom of the impermeable bridge, which does not allow formation fluids having excessive pressure to flow around the sealing places with cement slurry, breaking through to the wellhead. The use of a water-soluble polymer of type K-9 before injecting the main grouting mortar is based on the property of this material to coagulate upon contact with formation waters containing polyvalent metal ions (Ca + , Mg ++ , Al +++ , Fe ++ , etc.).
В пластовой воде с содержанием Са + Mg 9 г/л и температуре 80°С через 4-6 часов выдержки коагулянт приобретает прочность камня. Реагент К-9 по своим свойствам близок к гидролизованному полиакрилнитрилу (гипан). Он представляет собой раствор 10 - 20% концентрации, вязкой консистенции с желтоватым оттенком и аммиачным запахом, хорошо растворимый в воде, имеющий щелочную реакцию. Сырьем для получения К-9 служат промышленные отходы волокна “нитрон”.In produced water with a Ca + Mg content of 9 g / l and a temperature of 80 ° C, after 4-6 hours of exposure, the coagulant gains the strength of the stone. The reagent K-9 is close in its properties to hydrolyzed polyacrylonitrile (hypane). It is a solution of 10 - 20% concentration, a viscous consistency with a yellowish tint and ammonia odor, readily soluble in water, having an alkaline reaction. The raw material for K-9 production is industrial waste of nitron fiber.
Наиболее близким по технологичности является силикат натрия (жидкое стекло). Силикат натрия представляет собой 40% водный раствор вязкостью 250 · 400 мПа·с. Основным недостатком является высокая вязкость, затрудняющая продавку его в пласт, особенно в низкопроницаемые пропластки.The closest in manufacturability is sodium silicate (water glass). Sodium silicate is a 40% aqueous solution with a viscosity of 250 · 400 mPa · s. The main disadvantage is the high viscosity, which makes it difficult to push it into the reservoir, especially in low-permeability layers.
Вязкость растворов гипана (гидролизованный полиакрилнитрил) и реагента К-9 в 3-5 раз меньше вязкости растворов силиката натрия, а с повышением температуры эта разница увеличивается на порядок и более. В связи с этим водные растворы полимеров обладают лучшей фильтруемостью в пласты и даже с ухудшенной проницаемостью.The viscosity of solutions of hypane (hydrolyzed polyacrylonitrile) and K-9 reagent is 3-5 times lower than the viscosity of sodium silicate solutions, and with increasing temperature this difference increases by an order of magnitude or more. In this regard, aqueous polymer solutions have better filterability in the reservoirs and even with poor permeability.
По своим физико-химическим свойствам гипан и реагент К-9 близки, то есть имеют свойства коагулировать и твердеть при контакте с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов.According to their physicochemical properties, hypane and reagent K-9 are close, that is, they have the ability to coagulate and harden upon contact with formation waters containing polyvalent metal ions.
Вытеснение технологической жидкости технической водой при избыточном давлении на пласт дает возможность избежать насыщения призабойной зоны пласта утяжеленным глинистым раствором со всеми вытекающими из этого последствиями.The displacement of the process fluid with industrial water at an overpressure on the formation makes it possible to avoid saturation of the bottom-hole zone of the formation with a heavier clay solution with all the ensuing consequences.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Скважины, имеющие межколонные перетоки, глушат технологической жидкостью (утяжеленным, например, баритом или гематитом глинистым раствором).Wells having intercolumn flows are plugged with process fluid (weighted with clay or hematite, for example).
Методами промысловой геофизики определяется местонахождение флюидов (газа, нефти, рассолов) - источников межколонных перетоков. Затем выше места источников перетока известными способами, например методом гидропескоструйной перфорации, вскрывается верхняя часть выбранного проницаемого пласта и подошвы вышележащей непроницаемой (для газа, нефти и др.) перемычки. На устье скважины устанавливают фонтанную аппаратуру и осуществляют опрессовку давлением на 25% выше текущего пластового давления.The methods of field geophysics determine the location of fluids (gas, oil, brines) - sources of intercolumn flows. Then, above the source of the overflow sources by known methods, for example, by sandblasting, the upper part of the selected permeable layer and the sole of the overlying impenetrable (for gas, oil, etc.) lintels are opened. Fountain equipment is installed at the wellhead and pressure testing is performed at a pressure 25% higher than the current reservoir pressure.
По колонне НКТ осуществляют замещение технологической жидкости на облегченную жидкость, например техническую воду, до выхода на устье чистой воды. На фонтанной аппаратуре устанавливают штуцер с диаметром внутреннего отверстия порядка 12-15 мм или больше диаметра штуцера при эксплуатации в 1,5 - 2,0 раза. Затем осуществляется перфорирование в верхней части проницаемого горизонта и подошвы вышележащей непроницаемой перемычки (для газа, нефти и др.), то есть выше места источников перетока.The tubing string displaces the process fluid with a lightweight fluid, such as process water, before reaching the mouth of the clean water. A fitting with a diameter of the internal hole of the order of 12-15 mm or more of the diameter of the fitting during operation is 1.5-2.0 times installed on the fountain equipment. Then, perforation is carried out in the upper part of the permeable horizon and the sole of the overlying impenetrable bridge (for gas, oil, etc.), that is, above the source of the overflow.
Далее скважину возбуждают или же за счет АВПД она сама осваивается и отрабатывается на факел или же в шлейф на установку подготовки нефти в течение заданного (48 - 72 часов) времени с повышенной депрессией на пласт для дренирования пласта и полного выноса из пласта продуктов кольматации и его разрушения. После этого глушат скважину технической водой с противодавлением на пласт до 20 МПа.Next, the well is excited or, at the expense of the pressure flow meter, it is mastered and worked out on a flare or in a loop for an oil treatment unit for a predetermined (48 - 72 hours) time with increased depression on the formation for drainage of the formation and complete removal of the mud products and its destruction. After that, the well is plugged with process water with a back pressure of up to 20 MPa.
Заглушив скважину, осуществляют закачку по НКТ расчетного объема водорастворимого полимера К-9, затем тампонажной смеси, состоящей из цементного раствора с особой минеральной вяжущей “Микродур” при избыточном до 20 МПа давлении, который является порошком со специально подобранным минеральным и гранулометрическим составом. Это обеспечивает высокую газо- и водоудерживающую способность (В/ц до 6,0) и реологические характеристики, соизмеримые с реологией обычной воды. Водные суспензии на основе “Микродур” обладают высокой проникающей способностью в поровую структуру растворов грунта с последующим затвердеванием. Водоцементное отношение суспензии определяется требуемой прочностью укрепления. При этом по заколонному пространству осуществляют выпуск технической (облегченной жидкости) воды при штуцировании давления до уровня не ниже 18-20 МПа.After plugging the well, the calculated volume of the water-soluble polymer K-9 is pumped through the tubing, then the grouting mixture consisting of cement mortar with a special mineral binder “Microdur” at a pressure up to 20 MPa, which is a powder with a specially selected mineral and particle size distribution. This provides a high gas and water retention capacity (W / c up to 6.0) and rheological characteristics commensurate with the rheology of ordinary water. Aqueous suspensions based on Mikrodur have high penetration into the pore structure of soil solutions with subsequent solidification. The water-cement ratio of the suspension is determined by the required strength of the strengthening. At the same time, annular water is released through annular space when pressure is plated to a level not lower than 18-20 MPa.
Продавку полимера и тампонажного раствора осуществляют также при избыточном давлении 18-20 МПа при закрытой затрубной задвижке. Тампонажные растворы, закачанные до уровня интервала перфорации, заполняют пространство в колонне труб, за колонной, трещины в цементном кольце и поровое пространство в пласте. При этом начинает расти избыточное давление в колонне НКТ и заколонном пространстве, которое поднимают по расчету до 35 - 37 МПа. Рост давления показывает полную насыщенность трещин и пор пласта тампонажными растворами (водорастворимым полимером К-9 и смесью цементного раствора с особо тонкодисперсной минеральной вяжущей “Микродур”. Цементировочный агрегат (типа ЦА-320, А4Ф-400 или А4Ф-700) переключают на заколонное пространство и производят вымывание излишков тампонажного раствора технической водой при избыточном давлении до 18-20 МПа и штуцировании на трубном пространстве (НТК) до полного выхода тампонажного раствора и чистой воды в объеме 5 - 6 м3. Далее закрывают задвижки трубного и заколонного пространства и оставляют скважину под избыточным давлением до 25 МПа по ОЗЦ порядка 48 часов. По окончании ОЗЦ стравливают давление до нуля (открывают трубную и затрубную задвижки) и проверяют места заполнения тампонажным раствором на герметичность.Selling polymer and cement slurry is also carried out at an excess pressure of 18-20 MPa with a closed annular valve. Cement slurries, pumped to the level of the perforation interval, fill the space in the pipe string, behind the pipe, cracks in the cement ring and pore space in the formation. At the same time, excess pressure begins to grow in the tubing string and annular space, which is calculated to increase to 35 - 37 MPa. The increase in pressure indicates the full saturation of the fractures and pores of the formation with grouting mortars (water-soluble polymer K-9 and a mixture of cement mortar with a particularly fine-dispersed mineral binder “Microdur.” The cementing unit (type CA-320, A4F-400 or A4F-700) is switched to annular space and wash the excess grouting mortar with technical water at an overpressure of up to 18-20 MPa and plunge on the pipe space (NTK) until the grouting mortar and clean water exit completely in a volume of 5-6 m 3 . the pipe and annulus spaces and leave the well under an overpressure of up to 25 MPa in the OZC for about 48 hours, at the end of the OZC, release the pressure to zero (open the pipe and annular valves) and check the filling places for grouting mortar.
В результате использование предлагаемого способа в значительной степени повышает адгезию породных и металлических поверхностей к тампонажному раствору, сцепление тампонажного раствора с породой и с внутренней и внешней поверхностями колонны. Достигается герметизация трубного и заколонного пространств, что позволяет использовать его в скважинах с аномально высоким давлением.As a result, the use of the proposed method significantly increases the adhesion of rock and metal surfaces to the grout, the adhesion of the grout with the rock and with the inner and outer surfaces of the column. Sealing of pipe and annular spaces is achieved, which allows it to be used in wells with abnormally high pressure.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002109854/03A RU2223386C2 (en) | 2002-04-15 | 2002-04-15 | Sealing of pipe and string clearance |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002109854/03A RU2223386C2 (en) | 2002-04-15 | 2002-04-15 | Sealing of pipe and string clearance |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002109854A RU2002109854A (en) | 2003-10-27 |
| RU2223386C2 true RU2223386C2 (en) | 2004-02-10 |
Family
ID=32172571
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002109854/03A RU2223386C2 (en) | 2002-04-15 | 2002-04-15 | Sealing of pipe and string clearance |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2223386C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465230C1 (en) * | 2011-02-21 | 2012-10-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Новосибирский государственный архитектурно-строительный университет (Сибстрин) | Binder |
| RU2471844C1 (en) * | 2011-05-11 | 2013-01-10 | Лонест Холдинг Корп. | Informative grouting mortar (versions) |
| RU2474603C2 (en) * | 2011-05-11 | 2013-02-10 | Лонест Холдинг Корп. | High-structure grouting mixture |
| RU2499127C1 (en) * | 2012-08-15 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method of well abandonment |
| RU2508307C2 (en) * | 2012-05-25 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Grouting mortar for cementing horizontal holes |
| RU2537679C2 (en) * | 2013-05-13 | 2015-01-10 | Компания Лонест Холдинг Корп. | Grouting mortar |
| RU2778361C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-08-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for cementing the casing string of a borehole |
-
2002
- 2002-04-15 RU RU2002109854/03A patent/RU2223386C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АМИРОВ А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1975, с.193-198. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465230C1 (en) * | 2011-02-21 | 2012-10-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Новосибирский государственный архитектурно-строительный университет (Сибстрин) | Binder |
| RU2471844C1 (en) * | 2011-05-11 | 2013-01-10 | Лонест Холдинг Корп. | Informative grouting mortar (versions) |
| RU2474603C2 (en) * | 2011-05-11 | 2013-02-10 | Лонест Холдинг Корп. | High-structure grouting mixture |
| RU2508307C2 (en) * | 2012-05-25 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Grouting mortar for cementing horizontal holes |
| RU2499127C1 (en) * | 2012-08-15 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Method of well abandonment |
| RU2537679C2 (en) * | 2013-05-13 | 2015-01-10 | Компания Лонест Холдинг Корп. | Grouting mortar |
| RU2778361C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-08-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for cementing the casing string of a borehole |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6732797B1 (en) | Method of forming a cementitious plug in a well | |
| US7694738B2 (en) | Methods of using wellbore sealant compositions containing cationic latexes | |
| US5340397A (en) | Set retarded ultra fine cement compositions and methods | |
| RU2656266C2 (en) | Method for treating a subterranean formation with a mortar slurry with the possibility of formation of a permeable layer of hardened mortar slurry | |
| JP5832063B2 (en) | Well sealant composition containing cationic latex and method of use thereof | |
| CA2559467C (en) | Apparatus and methods for sealing voids in a subterranean formation | |
| US7687440B2 (en) | Wellbore sealant compositions containing cationic latexes | |
| RU2718040C2 (en) | Compositions and methods of well completion | |
| EP1092693A2 (en) | Crack and shatter resistant well cement | |
| US3119448A (en) | Permeable well cement | |
| RU2386787C2 (en) | Construction method of deep well, plugging solution for its implementation and structure of deep well | |
| RU2299230C2 (en) | Methods of isolation of the productive strata overlapped by the casing strings and the grouting mortar for its exercise | |
| RU2223386C2 (en) | Sealing of pipe and string clearance | |
| RU2288351C1 (en) | Method for making a bottomhole filter | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| CN111577346B (en) | Rock salt stratum tunnel grouting process | |
| US5370188A (en) | Borehole assembly, method and composition therefor | |
| RU2230178C2 (en) | Method for compacting the well and compound for compacting the well | |
| AU2017386373A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| AU2017386381A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| MX2014012348A (en) | Wide temperature range cement retarder. | |
| WO2014078069A1 (en) | Sealant for non aqueous drilling fluid channel in wellbore | |
| RU2366682C1 (en) | Backfilling material | |
| EP0866211A2 (en) | Stabilizing and cementing lateral well bores | |
| UA155240U (en) | METHOD OF ELIMINATING ABSORPTIONS WHEN OPENING PRODUCTIVE HORIZONS WITH ABNORMALLY LOW RESERVOIR PRESSURES |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20110701 |
|
| HE4A | Notice of change of address of a patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130708 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190416 |