RU2342516C1 - Method of execution of repair-insulating operations in well - Google Patents
Method of execution of repair-insulating operations in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2342516C1 RU2342516C1 RU2007112905/03A RU2007112905A RU2342516C1 RU 2342516 C1 RU2342516 C1 RU 2342516C1 RU 2007112905/03 A RU2007112905/03 A RU 2007112905/03A RU 2007112905 A RU2007112905 A RU 2007112905A RU 2342516 C1 RU2342516 C1 RU 2342516C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- grouting material
- repair
- backfill material
- flow string
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для догерметизации эксплуатационных колонн.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods for the production of repair and insulation works in the well, and is intended for the sealing of production cores.
Известен способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине [Повышение качества тампонажных материалов для повторного цементирования и совершенствование его технологии, И.А.Серенко, А.Г.Аветисов, С.В.Усов, Г.А.Еремин, А.Т.Кошелев, Н.А.Сидоров, Обз. инф. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - Вып.17 (79), стр.40]. Данный способ включает последовательную закачку тампонажного материала и продавочную жидкость по колонне обсадных труб.A known method of repair and insulation work in the well [Improving the quality of cementing materials for re-cementing and improving its technology, I. A. Serenko, A. G. Avetisov, S. V. Usov, G. A. Eremin, A.T. Koshelev, N.A. Sidorov, Review. inf. Ser. Drilling. - M.: VNIIOENG, 1984. - Issue 17 (79), p. 40]. This method includes the sequential injection of grouting material and squeezing fluid along the casing string.
Недостатком данного способа является низкая успешность ремонтно-изоляционных работ, так как при производстве ремонтно-изоляционных работ происходит смешивание тампонажного раствора с продавочной жидкостью.The disadvantage of this method is the low success of the repair and insulation works, since in the production of repair and insulation works, the cement slurry is mixed with the squeezing liquid.
При описании способа изоляции зон водопритока в скважине описывается способ производства ремонтно-изоляционных работ, включающий закачку тампонажного материала в изолируемый интервал по насосно-компрессорным (заливочным) трубам, установленным ниже изолируемого интервала. Тампонажный материал, содержащий структурообразователь, вытесняют в кольцевое пространство между заливочными трубами и обсадной колонной. Далее заливочные трубы приподнимают и инжектируют при их подъеме следующую порцию структурообразователя [патент РФ №2239048, Е21В 33/13, БИ №30, 2004 г.]. Известный способ недостаточно эффективен, так как заливочные трубы находятся в тампонажном материале с коротким сроком отверждения, следовательно, велика вероятность прихвата их в скважине и не исключено разбавление тампонажого материала скважинной жидкостью.When describing a method for isolating water inflow zones in a well, a method for performing repair and insulating works is described, including the injection of grouting material into the insulated interval through tubing installed below the insulated interval. The grouting material containing the builder is displaced into the annular space between the casting pipes and the casing. Further, the filling pipes are lifted and injected when they are raised the next portion of the builder [RF patent No. 2239048, ЕВВ 33/13, BI No. 30, 2004]. The known method is not effective enough, since the filling pipes are in the cementing material with a short curing time, therefore, there is a high probability of sticking them in the well and dilution of the cementing material with the borehole fluid is not excluded.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому способу является способ производства ремонтно-изоляционных работ, включающий установку цементного моста, спуск колонны заливочных труб, закачку тампонажного материала в скважину к интервалу повреждения по заливочной колонне, спускаемой в обсадную колонну. Тампонажный материал закачивают в скважину по заливочной колонне исходя из условий соответствия его уровней значениям гидростатического давления в колонне и кольцевом пространстве. Далее заливочные трубы поднимают на 30-100 м выше теоретически определенного уровня тампонажного материала в скважине. После этого, создав давление в заливочной колонне, материал залавливают в зону повреждения [Повышение качества тампонажных материалов для повторного цементирования и совершенствование его технологии. / И.А.Серенко, А.Г.Аветисов, С.В.Усов, Г.А.Еремин, А.Т.Кошелев, Н.А.Сидоров: Обз. инф. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - Вып.17 (79), стр 40].The closest technical solution to the proposed method is a method of repair and insulation works, including the installation of a cement bridge, the descent of the pipe string, the injection of grouting material into the well to the damage interval along the pipe, lowered into the casing. The grouting material is pumped into the well through the casting column based on the conditions for its levels to correspond to the values of hydrostatic pressure in the column and annular space. Further, the filling pipes are raised 30-100 m above the theoretically determined level of cementing material in the well. After that, by creating pressure in the casting column, the material is caught in the damage zone [Improving the quality of grouting materials for re-cementing and improving its technology. / I.A.Serenko, A.G. Avetisov, S.V. Usov, G.A. Eremin, A.T. Koshelev, N.A. Sidorov: Obz. inf. Ser. Drilling. - M.: VNIIOENG, 1984. - Issue 17 (79), p. 40].
Недостатком известного способа является низкая успешность ремонтно-изоляционных работ, потому что при производстве ремонтно-изоляционных работ происходит смешивание тампонажного материала как с продавочной жидкостью, так и с жидкостью, находящейся в стволе скважины. Причем для осуществления данного способа предъявляются определенные требования к продавочной жидкости и тампонажному материалу, и незначительная разница в удельных весах приводит к выбросу тампонажного материала из ремонтируемой зоны. Кроме того, нижняя часть колонны заливочных труб находится в тампонажном материале, поэтому велика вероятность прихвата их в скважине.The disadvantage of this method is the low success of the repair and insulation works, because in the production of repair and insulation works, the grouting material is mixed both with the squeezing fluid and with the fluid located in the wellbore. Moreover, for the implementation of this method, certain requirements are imposed on the squeezing fluid and grouting material, and a slight difference in the specific gravities leads to the ejection of grouting material from the repaired area. In addition, the lower part of the column of casting pipes is in the grouting material, therefore, there is a high probability of sticking them in the well.
Технической задачей предложения является увеличение успешности ремонтно-изоляционных работ за счет исключения разбавления тампонажного материала и исключения прихвата нижней части заливочных труб в процессе производства ремонтно-изоляционных работ в скважине.The technical task of the proposal is to increase the success of repair and insulation works by eliminating the dilution of grouting material and eliminating the seizure of the lower part of the filling pipes during the repair and insulation works in the well.
Задача решается способом производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим установку цементного моста, теоретическое определение объема и уровня тампонажного материала в скважине, спуск колонны заливочных труб, закачку тампонажного материала в скважину, к интервалу повреждения.The problem is solved by the method of repair and insulation work in the well, including the installation of a cement bridge, the theoretical determination of the volume and level of grouting material in the well, the descent of the casting pipe string, the injection of grouting material into the well, to the damage interval.
Новым является то, что после установки цементного моста, перед закачкой тампонажного материала, удаляют жидкость из скважины, производят расчет по определению безопасной глубины установки заливочных труб Н по формуле:New is that after installing the cement bridge, before injecting the grouting material, the liquid is removed from the well, calculation is made to determine the safe installation depth of the filling pipes N by the formula:
Н=Нц.м-Нт.м.,H = N TS m - N tm ,
где Нц.м. - глубина установки цементного моста, м;where N ts.m. - depth of installation of the cement bridge, m;
Нт.м. - расчетная высота тампонажного материала в обсадной трубе, м;N tm - the estimated height of the grouting material in the casing, m;
где Vт.м. - объем закачиваемого тампонажного материала, м3;where V tm - the volume of injected grouting material, m 3 ;
V1м об.т. - объем 1 м внутреннего пространства обсадных труб, м3,V 1m rt - the volume of 1 m of the inner space of the casing, m 3 ,
поднимают заливочные трубы и устанавливают их нижний торец на 30 и более метров выше расчетной безопасной глубины установки заливочных труб.raise the filling pipes and set their lower end 30 and more meters above the calculated safe installation depth of the filling pipes.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного способа, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии критерию «новизна» и «изобретательский уровень».The analysis of patent and scientific and technical literature allowed us to conclude that there are no technical solutions containing essential features of the claimed method that perform a similar task, therefore, we can conclude that the criteria of "novelty" and "inventive step" are met.
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. После определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны определяют давление и приемистость в интервале нарушения. Устанавливают цементный мост, далее спускают нижний торец колонны заливочных труб до места установки цементного моста и компрессором удаляют жидкость из скважины. В зависимости от приемистости интервала нарушения определяют необходимое количество тампонажного материала.The essence of the proposed method is as follows. After determining the leakage interval of the production string, the pressure and throttle response in the failure interval are determined. A cement bridge is installed, then the lower end of the column of casting pipes is lowered to the installation site of the cement bridge and the compressor removes fluid from the well. Depending on the injectivity of the violation interval, the required amount of grouting material is determined.
Далее расчетным путем определяют безопасную зону установки колонны заливочных труб, т.е на 30 и более метров выше от расчетной безопасной глубины:Further, by calculating, determine the safe zone for installing the column of casting pipes, that is, 30 or more meters above the calculated safe depth:
Н=Нц.м.-Нт.м.,N = N c.m. -N tm ,
где Нц.м. - глубина установки цементного моста, м;where N ts.m. - depth of installation of the cement bridge, m;
Нт.м. - расчетная высота тампонажного материала в обсадной трубе, м.N tm - the estimated height of the grouting material in the casing, m
где Where
Vт.м. - объем закачиваемого тампонажного материала, м3;V tm - the volume of injected grouting material, m 3 ;
V1м об.т. - объем 1 м внутреннего пространства обсадных труб, м3;V 1m rt - the volume of 1 m of the inner space of the casing pipes, m 3 ;
V1м об.т. - определяется из справочника по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин в зависимости от диаметра обсадных труб и толщины стенок.V 1m rt - is determined from the guide for the overhaul of oil and gas wells, depending on the diameter of the casing and wall thickness.
После этого поднимают заливочные трубы и нижний торец заливочных труб устанавливают на безопасную зону от интервала ремонтно-изоляционных работ, т.е на 30 и более метров выше от расчетной безопасной глубины.After that, the filling pipes are lifted and the lower end of the filling pipes is installed in a safe zone from the interval of repair and insulation works, that is, 30 or more meters above the calculated safe depth.
В качестве тампонажного материала можно применять различные смолы, например ацетоноформальдегидная, карбамидоформальдегидная, фенолформальдегидная и др., жидкое стекло и т.д. Закачку тампонажного материала в зону ремонтно-изоляционных работ в скважине осуществляют после удаления жидкости из скважины.As a grouting material, various resins can be used, for example, acetone-formaldehyde, urea-formaldehyde, phenol-formaldehyde, etc., water glass, etc. The injection of grouting material into the zone of repair and insulation works in the well is carried out after removing the fluid from the well.
Разбавление тампонажных материалов жидкостью, находящейся в стволе скважины, существенно влияет на качество образуемого камня и соответственно на успешность ремонтно-изоляционных работ. Удаление жидкости из скважины позволяет исключить контакт тампонажного материала с жидкостью, благодаря чему повышаются прочностные свойства образуемого камня, увеличивается успешность ремонтно-изоляционных работ и продолжительность эффекта, а так как нижняя часть заливочных труб удалена из опасной зоны, то и прихват ее невозможен.Dilution of grouting materials with a liquid located in the wellbore significantly affects the quality of the stone formed and, accordingly, the success of repair and insulation works. Removing the fluid from the well eliminates the contact of the grouting material with the fluid, thereby increasing the strength properties of the formed stone, increasing the success of repair and insulation works and the duration of the effect, and since the lower part of the filling pipes is removed from the danger zone, grabbing it is impossible.
Пример №1 практического осуществления способа.Example No. 1 of the practical implementation of the method.
Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. На глубине 267-268 м была обнаружена негерметичность 146 мм эксплуатационной колонны (толщина стенки 7 мм). Падение давления с 12 до 4 МПа за 30 минут. Установили цементный мост на глубине 271 м, далее установили башмак заливочных труб на глубину 270,8 м и компрессором удалили жидкость из скважины. Произвели расчет по определению безопасной глубины установки колонны заливочных труб:Drowned the well. Interval pressure testing of the production casing revealed the place of violation of the tightness of the production casing. At a depth of 267-268 m, a leak of 146 mm production casing was discovered (wall thickness 7 mm). Pressure drop from 12 to 4 MPa in 30 minutes. A cement bridge was installed at a depth of 271 m, then a shoe for the filling pipes was installed at a depth of 270.8 m, and the compressor removed fluid from the well. The calculation was made to determine the safe installation depth of the casting pipe string:
Из справочника по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин [А.С.Яшин, С.В.Авилов, О.А.Гамазов. «Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973, стр.164], зная диаметр обсадных труб и толщину стенок, диаметр обсадной трубы - 146 м, толщина стенки - 7 мм, следовательно, объем 1 м внутреннего пространства обсадных труб равен 0,0137 м3.From the guide to the overhaul of oil and gas wells [A.S. Yashin, S.V. Avilov, O.A. Gamazov. “Handbook for the overhaul of oil and gas wells. M., "Nedra", 1973, p. 164], knowing the diameter of the casing pipes and wall thickness, the diameter of the casing pipe is 146 m, the wall thickness is 7 mm, therefore, the volume of 1 m of the inner space of the casing pipe is 0.0137 m 3 .
Vт.м.=0,1 м3; V1 м об.т.=0,0137 м3;V tm = 0.1 m 3 ; V 1 m.t. = 0.0137 m 3 ;
H=Hц.м.-Hт.м.;H = H ts.m. -H tm ;
Н=271-51=220 м - расчетная безопасная глубина установки заливочных труб.N = 271-51 = 220 m - calculated safe installation depth of the filling pipes.
Произвели подъем башмака заливочных труб на безопасную глубину, равную 190 м (220-30 м). На поверхности в мернике цементировочного агрегата ЦА-320М приготовили 0,7 м3 тампонажного материала на основе ацетоноформальдагидной смолы и водного раствора едкого натра.The shoe of the filling pipes was lifted to a safe depth of 190 m (220-30 m). 0.7 m 3 of grouting material based on acetone-formaldehyde resin and an aqueous solution of caustic soda was prepared on the surface in the measuring unit of the cementing unit CA-320M.
Приготовленный тампонажный материал закачали в «сухую» скважину по заливочным трубам, после этого долили скважину до устья продавочной жидкостью и закачали тампонажный материал в интервал нарушения до получения нулевой приемистости. Скважину оставили под давлением на время отверждения тампонажного материала. После этого, путем доспуска заливочных труб, определили стакан из затвердевшего тампонажного материала, разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 12 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.The prepared grouting material was pumped into the “dry” well through filling pipes, after which the well was added to the wellhead with squeezing fluid and the grouting material was pumped into the disturbance interval until zero injectivity was obtained. The well was left under pressure for the curing time of the grouting material. After that, by way of filling pipes, a glass of hardened grouting material was determined, and it was drilled. When tested for tightness under a pressure of 12 MPa and reducing the level of swab production casing showed complete tightness. They completed the development and commissioning of the well.
Пример №2 практического осуществления способа.Example No. 2 of the practical implementation of the method.
Заглушили скважину. Поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны выявили место нарушения герметичности эксплуатационной колонны. На глубине 235-238 м была обнаружена негерметичность 168 мм эксплуатационной колонны (толщина стенки 7 мм). Падение давления с 10 до 1 МПа за 30 минут. Установили цементный мост на глубине 241 м, далее установили башмак заливочных труб на глубину 240,8 м и компрессором удалили жидкость из скважины. Произвели расчет по определению безопасной глубины установки колонны заливочных труб:Drowned the well. Interval pressure testing of the production casing revealed the place of violation of the tightness of the production casing. At a depth of 235-238 m, a leakage of 168 mm production casing was detected (wall thickness 7 mm). Pressure drop from 10 to 1 MPa in 30 minutes. A cement bridge was installed at a depth of 241 m, then a shoe for the filling pipes was installed at a depth of 240.8 m, and the compressor removed fluid from the well. The calculation was made to determine the safe installation depth of the casting pipe string:
Из справочника по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин [А.С.Яшин, С.В.Авилов, О.А.Гамазов. «Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., «Недра», 1973, стр.164], зная диаметр обсадных труб и толщину стенок, диаметр обсадной трубы - 168 м, толщина стенки - 7 мм, следовательно, объем 1 м внутреннего пространства обсадных труб равен 0,0186 м3.From the guide to the overhaul of oil and gas wells [A.S. Yashin, S.V. Avilov, O.A. Gamazov. “Handbook for the overhaul of oil and gas wells. M., "Nedra", 1973, p. 164], knowing the diameter of the casing pipes and wall thickness, the diameter of the casing pipe is 168 m, the wall thickness is 7 mm, therefore, the volume of 1 m of the inner space of the casing pipe is 0.0186 m 3 .
Vт.м.=0,7 м3; V1 м об.т=0,0186 м3;V tm = 0.7 m 3 ; V 1 m vol.t = 0.0186 m 3 ;
Н=Hц.м.-Hт.м.;H = H m -H tm ;
Н=241-54=187 м - расчетная безопасная глубина установки заливочных труб.N = 241-54 = 187 m - calculated safe installation depth of the filling pipes.
Произвели подъем башмака заливочных труб на безопасную глубину, равную 147 м (187-40 м). На поверхности в мернике цементировочного агрегата ЦА-320 М приготовили 1 м3 тампонажного материала на основе ацетоноформальдагидной смолы и водного раствора едкого натра.The shoe of the filling pipes was lifted to a safe depth of 147 m (187-40 m). On the surface in the measuring unit of the cementing unit CA-320 M, 1 m 3 of grouting material was prepared based on acetone-formaldehyde resin and an aqueous solution of caustic soda.
Приготовленный тампонажный материал закачали в «сухую» скважину по заливочным трубам, после этого долили скважину до устья продавочной жидкостью и закачали тампонажный материал в интервал нарушения до получения нулевой приемистости. Скважину оставили под давлением на время отверждения тампонажного материала. После этого, путем доспуска заливочных труб, определили стакан из затвердевшего тампонажного материала, разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 10 МПа и снижении уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Произвели освоение и пуск скважины в работу.The prepared grouting material was pumped into the “dry” well through filling pipes, after which the well was added to the wellhead with squeezing fluid and the grouting material was pumped into the disturbance interval until zero injectivity was obtained. The well was left under pressure for the curing time of the grouting material. After that, by way of filling pipes, a glass of hardened grouting material was determined, and it was drilled. When tested for tightness under a pressure of 10 MPa and a decrease in the level of swabbing, the production casing showed complete tightness. They completed the development and commissioning of the well.
Таким образом, в данном предложении достигается результат - повышение эффективности ремонтных работ и продолжительности эффекта за счет исключения разбавления тампонажного материала, снижения трудоемкости технологии, длительности ремонтных работ и исключения вероятности прихвата нижней части заливочных труб в скважине в процессе производства ремонтно-изоляционных работ.Thus, in this proposal, a result is achieved - increasing the efficiency of repair work and the duration of the effect by eliminating the dilution of grouting material, reducing the complexity of the technology, the duration of repair work and eliminating the likelihood of sticking the bottom of the filling pipes in the well during the repair and insulation work.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007112905/03A RU2342516C1 (en) | 2007-04-06 | 2007-04-06 | Method of execution of repair-insulating operations in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007112905/03A RU2342516C1 (en) | 2007-04-06 | 2007-04-06 | Method of execution of repair-insulating operations in well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007112905A RU2007112905A (en) | 2008-10-27 |
RU2342516C1 true RU2342516C1 (en) | 2008-12-27 |
Family
ID=40376880
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007112905/03A RU2342516C1 (en) | 2007-04-06 | 2007-04-06 | Method of execution of repair-insulating operations in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2342516C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2485285C1 (en) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preparation method of backfill compound for repair insulation work |
RU2498045C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well repair method |
RU2730157C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for sealing production string of production well |
-
2007
- 2007-04-06 RU RU2007112905/03A patent/RU2342516C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
СЕРЕНКО И.А. и др. Обз.инф. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - Вып.17 (79), стр.40. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2485285C1 (en) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preparation method of backfill compound for repair insulation work |
RU2498045C1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well repair method |
RU2730157C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for sealing production string of production well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007112905A (en) | 2008-10-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104632205B (en) | Fracture-cavity carbonate reservoir storage type distinguishing method | |
CN112983363B (en) | Repeated fracturing well cementation method applicable to shale gas well | |
CN108708711A (en) | A kind of method of accurate determining loss horizon | |
RU2354803C1 (en) | Method for well repair | |
RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
RU2382171C1 (en) | Gas and gas condensate wells with leaky casing string repair method | |
RU2405930C1 (en) | Method for isolation of reservoir water inflow in well with buckled flow string under conditions of abnormally low reservoir pressures | |
RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
CN114607313A (en) | Solid-phase-free gel plugging method | |
RU2451174C1 (en) | Method of hydraulic breakdown of formation | |
RU2323325C2 (en) | Isolation method for theft zone of reservoir | |
RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
CN108397186B (en) | Horizontal well temperature exciting water finding device and method | |
RU2378493C1 (en) | Depreservation method of oil and gas well with non-tight production casing when permafrost formations are available in section | |
RU2622961C1 (en) | Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing | |
RU2480575C1 (en) | Method of propping of roof of bottomhole formation zone | |
RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
RU2435020C2 (en) | Procedure for insulation of water inflowing pay in well and heat insulating pipe for its implementation | |
RU2354802C1 (en) | Method for well repair | |
RU2750016C1 (en) | Method for sealing defect in working column of production well (options) | |
RU2614833C1 (en) | Template cementing method during well construction | |
RU2761909C1 (en) | Method for pressure testing of operational casing column of idle well | |
RU2431747C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160407 |