RU2504640C1 - Способ изоляции зон водопритока в скважине - Google Patents
Способ изоляции зон водопритока в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2504640C1 RU2504640C1 RU2012132404/03A RU2012132404A RU2504640C1 RU 2504640 C1 RU2504640 C1 RU 2504640C1 RU 2012132404/03 A RU2012132404/03 A RU 2012132404/03A RU 2012132404 A RU2012132404 A RU 2012132404A RU 2504640 C1 RU2504640 C1 RU 2504640C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- pressure
- cement mortar
- well
- fiber
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. При осуществлении способа приготавливают раствор из цемента и пресной воды и последовательно закачивают его в скважину и продавливают в изолируемый интервал. После закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна. Первая порция фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством - 1 кг на 1 м цементного раствора. При незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м цементного раствора до достижении давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Прекращают закачку и продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Остатки раствора вымывают обратной промывкой. Скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ. Достигается увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважинах за счет повышения прочности водоизолирующего состава, содержащего армирующие добавки, при одновременной экономии водоизолирующего состава и сокращении времени на проведение работ. 1 табл.
Description
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах.
Известен способ изоляции, осуществляемый с помощью закачки состава для блокирования водоносных пластов, который содержит водорастворимый полимер акрилового ряда, силикат натрия, регулятор гелеобразования, воду и добавку, в качестве которой используют древесные опилки, модифицированные суспензией водорастворимой вязкой жидкости (пат. RU №2120547, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.10.1998, бюл. №29). Состав закачивают в скважину для изоляции водоносных пластов, которая осуществляется с помощью закупоривающего эффекта.
Недостатком известного способа является то, что он обладает низкой механической прочностью, недостаточной, например, для закрепления слабосцементированных и осыпающихся горных пород, а в случае создания в скважине знакопеременных депрессий состав вымывается из пор за счет быстрого прорыва воды в скважину вдоль изолирующего экрана.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ изоляции водопритока цементным раствором (А.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов, И.Б. Саркисов. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин, Баку, Азнефтеиздат, 1953, с.230). Согласно способу закачка цементного раствора производится через насосно-компрессорные трубы (НКТ) с последующей продавкой в пласт технологической жидкостью. Если в процессе закачки цементного раствора давление не поднимается, то весь цементный раствор продавливают в пласт, не оставляя в НКТ, при этом, не дожидаясь срока окончания твердения цементного раствора, производят повторную операцию цементирования. После окончания срока твердения цемент, оставшийся в колонне, разбуривают, испытывают эксплуатационную колонну на герметичность и в случае отрицательного результата производят догерметизацию эксплуатационной колонны, используя смолы или другие материалы.
Недостатком известного способа является то, что однократная закачка не всегда позволяет изолировать водоприток и эффект от применения способа зачастую достигается только после повторных закачек цементного раствора.
Технической задачей предложения является увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважинах за счет повышения прочности водоизолирующего состава, содержащего армирующие добавки, при одновременной экономии водоизолирующего состава и сокращении времени на проведение работ.
Задача решается способом изоляции зон водопритока в скважине, включающим приготовление цементного раствора из цемента и пресной воды при водоцементном отношении В/Ц - 0,5 с плотностью в пределах 1800-1850 кг/м3, непрерывную подачу цементного раствора из цементосмесительной машины в чанок цементировочного агрегата ЦА-320М, последовательную закачку его в скважину и продавку в изолируемый интервал.
Новым является то, что после закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна, первую порцию фиброволокна минимальной длиной - 3 мм и минимальным количеством - 1 кг на 1 м3 цементного раствора, при незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м3 цементного раствора до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, закачку прекращают, продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, после чего остатки цементного раствора с фиброволокном вымывают обратной промывкой с противодавлением, равным 40-60% от допустимого давления при продавке, затем, не снижая давления, скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ.
Используемые в предлагаемом предложении реагенты для приготовления цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном:
- цемент по ГОСТ 1581-96. Портландцемент тампонажный (ПЦТ II-50);
- фиброволокно длиной 3, 6, 12, 18 мм по ТУ 2272-006-13429727-2007. Волокно строительное микроармирующее. Фиброволокно представляет собой волокна, изготовленные из термопластичных полимеров.
Известно, что цементные камни, полученные при отверждении цементного раствора, обладая высокой прочностью на сжатие, имеют сравнительно низкую прочность на растяжение и на изгиб, а также некоторую проницаемость для газов и жидкостей. Для исправления этих недостатков используют много различных способов, одним из которых является армирование цементного камня различными волокнистыми материалами как органического, так и неорганического происхождения.
Широкое распространение получили стеклянные, стальные, целлюлозные, синтетические и др. волокна. Все они различаются физико-механическими свойствами: стойкостью к воздействию на них агрессивных сред и температур, экологической безопасностью и др. Волокно может изготавливаться из термопластичных полимеров (полиэтилентерефталата, полибутилентерефталата, полипропилена, полиэтилена, полиамида или других высокомолекулярных полимеров) в различных комбинациях ядро/оболочка. Фиброволокно предназначено для применения в бетонах и растворах на цементном, гипсовом, магнезиальном вяжущих, производства бетонных и железобетонных конструкций в гражданском, промышленном, дорожном, строительстве для улучшения комплекса физико-механических свойств цементного камня (прочности, водонепроницаемости, морозостойкости и коррозионной стойкости бетонов и растворов).
Фиброволокно, добавленное в небольших количествах к цементу, оказывает положительное влияние на физико-механические параметры цементных растворов.
Сущность предлагаемого технического решения заключается в следующем. Готовят цементный раствор перемешиванием цемента марки ГЩТ II-50 и пресной воды плотностью 1000 кг/м3 при водоцементном отношении 0,5 (В/Ц=0,5) с плотностью цементного раствора в пределах 1800-1850 кг/м3. Цементный раствор из цементосмесительной машины непрерывно подают в чанок агрегата ЦА-320 М, откуда с помощью насоса агрегата ЦА-320 М закачивают в скважину. После закачки цементного раствора в количестве 10% от его суммарного объема, не прерывая процесс закачки, в чанок под струю цементного раствора непрерывно и равномерно добавляют порции фиброволокна. Добавляют первую порцию фиброволокна, начиная с минимальной длины 3 мм, с минимальным количеством - 1 кг на 1 м3 цементного раствора. Такой размер фиброволокна позволяет цементному раствору с фиброволокном проникнуть в мелкие поры обводненного пласта и изолирует их. Объем закачиваемого цементного раствора с первой и каждой последующей порцией фиброволокна составляет 10-50% от суммарного объема цементного раствора. Если давление при закачке не повышается или повышается незначительно, закачку продолжают, добавляют в цементный раствор вторую порцию фиброволокна длиной 6 мм, количеством от 2 до 5 кг на 1 м3 цементного раствора. Такой раствор не проникает в мелкие поры, но цементирует средние и крупные поры пласта и т.д. Если давление при закачке не повышается или повышается незначительно, то закачку продолжают до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Третьей порцией закачивают фиброволокно длиной 12 мм, четвертой порцией - 18 мм, причем количество фиброволокна в порциях выбирают 2-5 кг на 1 м3 цементного раствора (количество фиброволокна в порциях выбирают в зависимости от приемистости изолируемого интервала и давления закачки). Таким образом, увеличивают длину и количество фиброволокна в порциях.
При последовательной закачке цементного раствора с фиброволокном (увеличивая длину фиброволокна и его количество с каждой порцией) должен происходить рост давления закачки. Закачку цементного раствора с фиброволокном продолжают до достижения давления, соответствующего 70-90% допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Если такое давление будет достигнуто при добавлении первой или последующей порции фиброволокна, то закачку цементного раствора с фиброволокном прекращают. Если же давление остается неизменным, то закачку цементного раствора с порциями фиброволокна продолжают до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты.
Общий объем цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном, необходимый для закачки в скважину при ограничении водопритока, зависит от удельной приемистости скважины. Он установлен при проведении опытно-промысловых работ на скважинах и его выбирают по таблице:
| Таблица | |
| - Общий объем цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном | |
| Удельная приемистость изолируемого интервала, м3/(ч·МПа), в пределах | Необходимый объем раствора, м3, в пределах* |
| от 1,5 до 2,5 | от 3 до 5 |
| от 2,5 до 3,5 | от 5 до 7 |
| более 3,5 | от 10 до 15 |
| * Объем цементного раствора составляет 10% от общего объема цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном | |
При достижении давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, не прерывая процесс, осуществляют продавку цементного раствора с фиброволокном в режиме пропитки порового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Продавку осуществляют технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважин, в качестве технологической жидкости используют воду плотностью от 1000 до 1180 кг/м3. Остатки цементного раствора с фиброволокном вымывают обратной промывкой с противодавлением, равным 40-60% от допустимого давления при продавке с тем, чтобы не создавать большой депрессии на пласт, в котором цементный раствор еще находится в жидком состоянии. Затем, не снижая давления, скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).
Цементный камень, полученный после отверждения цементного раствора с фиброволокном, непроницаем для флюидов и коррозионностоек, обеспечивает хорошее сцепление с породой и эксплуатационной колонной скважины. Цементный камень также обладает повышенной сопротивляемостью к растяжению и высокой вязкостью разрушения, поскольку фиброволокна оказывают эффективное сопротивление раскрытию трещин не только вследствие сцепления (сопротивления в осевом для фиброволокна направлении), но и благодаря сопротивлению в поперечном направлении. В отличие от способа, принятого за прототип, изоляция зон водопритока достигается за один раз - отпадает необходимость повторной закачки, а также догерметизации изолируемого интервала скважины с использованием смолы, далее ожидания затвердевания смолы с последующим разбуриванием смоляного моста и т.д. Благодаря этому достигается экономия изолирующего состава и, соответственно, сокращается время проведения работ.
Пример 1. Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм, интервал перфорации - 820,0-837,0 м. Скважина заполнена технологической жидкостью плотностью 1800 кг/м3. Интервал нарушения - 140,0-143,0 м. Глубина отсекающего моста - 153,0 м. Приемистость нарушения - 180 м3/ч при давлении Р=2,0 МПа, удельная приемистость - 3,75 м3/(ч·МПа). Предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,0 МПа. В скважину спустили на колонне НКТ перо и установили его на глубину 120,0 м (см. табл.), при удельной приемистости 3,5 м3/(ч·МПа) общий объем цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном составляет 7,0 м3. Плотность цементного раствора - 1850 кг/м3. Цементный раствор из цементосмесительной машины непрерывно подавали в чанок ЦА-320 М, откуда с помощью насоса ЦА-320 М его закачали в скважину в объеме 0,7 м при давлении 2,0 МПа. Не прерывая процесс закачки, в чанок под струю цементного раствора равномерно добавляли первую порцию фиброволокна начиная с минимальной длины 3 мм и в количестве 1 кг на 1,0 м цементного раствора. Закачали первую порцию в объеме 3,0 м3, при этом цементный раствор с фиброволокном проникает в мелкие поры цементируемого пласта и изолирует их, о чем свидетельствует увеличение давления закачки от 2,0 до 3,5 МПа. Так как давление повысилось незначительно, закачку продолжили, добавили в цементный раствор вторую порцию фиброволокна длиной 6 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 2 кг на 1,0 м3 цементного раствора. Закачали вторую порцию в объеме 2,0 м3, при этом давление плавно повысилось с 3,5 до 5,0 МПа, что свидетельствует о постепенном заполнении и цементировании средних и крупных пор пласта. Далее, закачку продолжили и добавили в цементный раствор третью порцию фиброволокна длиной 12 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 3 кг на 1,0 м3 цементного раствора. При закачке в изолируемый пласт третьей порции в объеме 1,3 м3 произошел рост давления до 7,0 МПа - 70% от максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну. Далее, не прерывая процесс, осуществили продавку цементного раствора с фиброволокном в режиме пропитки перового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну, равного 10,0 МПа. При продавке использовали технологическую жидкость плотностью 1180 кг/м3, соответствующую плотности жидкости глушения скважины. После этого остатки цементного раствора с фиброволокном вымыли обратной промывкой с противодавлением, равным 5,0 МПа (50% от допустимого давления при продавке) для того, чтобы не создавать большой депрессии на пласт, в котором цементный раствор с фиброволокном еще находится в жидком состоянии. Не снижая давления, скважину закрыли и оставили на 48 ч ОЗЦ. После истечения времени ОЗЦ путем доспуска колонны спрессованных НКТ с пером определили стакан из затвердевшего цементного раствора с фиброволокном, разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 10,0 МПа и снижением уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Затем произвели освоение скважины и запустили ее в работу.
Пример 2. Диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм, интервал перфорации - 890,0-897,0 м. Скважина заполнена технологической жидкостью плотностью 1100 кг/м3. Интервал нарушения - 152,0-157,0 м. Глубина отсекающего моста - 167,0 м. Приемистость нарушения - 120 м3/час при давлении Р=1,0 МПа, удельная приемистость - 5,0 м3/(ч·МПа). Предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну - 11,0 МПа. В скважину спустили на колонне НКТ перо и установили его на глубину 130,0 м (см. табл.), при удельной приемистости 5,0 м3/(ч·МПа) общий объем цементного раствора и цементного раствора с фиброволокном составляет 12,0 м3. Плотность цементного раствора - 1830 кг/м3. Цементный раствор из цементосмесительной машины непрерывно подавали в чанок ЦА-320 М, откуда с помощью насоса ЦА-320М закачивали в скважину в объеме 1,2 м3 при давлении 1,0 МПа. Не прерывая процесс закачки, в чанок под струю цементного раствора равномерно добавляли первую порцию фиброволокна, начиная с минимальной длины 3 мм и в количестве 1 кг на 1,0 м3 цементного раствора. Закачали первую порцию в объеме 4,0 м3, при этом цементный раствор с фиброволокном проникает в мелкие поры цементируемего пласта и изолирует их, о чем свидетельствует увеличение давления закачки от 1,0 до 2,0 МПа. Так как давление повысилось незначительно, закачку продолжили, добавили в цементный раствор вторую порцию фиброволокна длиной 6 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 3 кг на 1,0 м цементного раствора. Закачали вторую порцию в объеме 3,0 м3, при этом давление плавно повысилось с 2,0 до 3,5 МПа, что свидетельствует о постепенном заполнении и цементировании средних и крупных пор пласта. Далее закачку продолжили, добавили в цементный раствор третью порцию фиброволокна длиной 12 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 4 кг на 1,0 м3 цементного раствора. Закачали третью порцию в объеме 2,0 м3, при этом давление повысилось с 3,5 до 6,0 МПа. После этого добавили в цементный раствор четвертую порцию фиброволокна длиной 18 мм, увеличив количество фиброволокна в порции до 5 кг на 1,0 м3 цементного раствора. При закачке в изолируемый пласт четвертой порции в объеме 1,8 м3 произошел рост давления до 8,8 МПа - 80% от максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну. Далее, не прерывая процесс, осуществили продавку цементного раствора с фиброволокном в режиме пропитки порового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну, равного 11,0 МПа. При продавке использовали технологическую жидкость плотностью 1100 кг/м3, соответствующую плотности жидкости глушения скважины. После этого остатки цементного раствора с фиброволокном вымыли обратной промывкой с противодавлением, равным 6,6 МПа (60% от допустимого давления при продавке), для того, чтобы не создавать большой депрессии на пласт, в котором цементный раствор с фиброволокном еще находится в жидком состоянии. Не снижая давления, скважину закрыли и оставили на 48 ч ОЗЦ. После истечения времени ОЗЦ путем доспуска колонны спрессованных НКТ с пером определили стакан из затвердевшего цементного раствора с фиброволокном, разбурили его. При испытании на герметичность под давлением 11,0 МПа и снижением уровня свабированием эксплуатационная колонна показала полную герметичность. Затем произвели освоение скважины и запустили ее в работу.
Благодаря использованию предлагаемого способа изоляции зон водопритока в скважине увеличивается эффективность изоляции зон водопритока в скважинах за счет повышения прочности водоизолирующего состава, содержащего армирующие добавки, при одновременной экономии водоизолирующего состава и сокращении времени на проведение работ.
Claims (1)
- Способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий приготовление цементного раствора из цемента и пресной воды при водоцементном отношении В/Ц - 0,5 с плотностью в пределах 1800-1850 кг/м3, непрерывную подачу цементного раствора из цементосмесительной машины в чанок цементировочного агрегата ЦА-320М, последовательную закачку его в скважину и продавку в изолируемый интервал, отличающийся тем, что после закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна, первую порцию фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством 1 кг на 1 м3 цементного раствора, при незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м3 цементного раствора до достижения давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, закачку прекращают, продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, в режиме пропитки порового пространства изолируемого пласта до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты, после чего остатки цементного раствора с фиброволокном вымывают обратной промывкой с противодавлением, равным 40-60% от допустимого давления при продавке, затем, не снижая давления, скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012132404/03A RU2504640C1 (ru) | 2012-07-27 | 2012-07-27 | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012132404/03A RU2504640C1 (ru) | 2012-07-27 | 2012-07-27 | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2504640C1 true RU2504640C1 (ru) | 2014-01-20 |
Family
ID=49948009
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012132404/03A RU2504640C1 (ru) | 2012-07-27 | 2012-07-27 | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2504640C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599154C1 (ru) * | 2015-12-08 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) |
| RU2720025C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ цементирования обсадной колонны в скважине |
| RU2768569C1 (ru) * | 2021-09-07 | 2022-03-24 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2120547C1 (ru) * | 1996-07-24 | 1998-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-производственный центр" | Состав для блокирования водоносных пластов |
| RU2270327C1 (ru) * | 2004-07-22 | 2006-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Способ изоляции зон катастрофических поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин |
| US20110278006A1 (en) * | 2009-01-30 | 2011-11-17 | M-I L.L.C. | Defluidizing lost circulation pills |
| RU2435020C2 (ru) * | 2008-06-18 | 2011-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Советскнефтеторгсервис" (ООО "Советскнефтеторгсервис") | Способ изоляции водопроявляющего пласта в скважине и теплоизолированная труба для его осуществления |
-
2012
- 2012-07-27 RU RU2012132404/03A patent/RU2504640C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2120547C1 (ru) * | 1996-07-24 | 1998-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-производственный центр" | Состав для блокирования водоносных пластов |
| RU2270327C1 (ru) * | 2004-07-22 | 2006-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Способ изоляции зон катастрофических поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин |
| RU2435020C2 (ru) * | 2008-06-18 | 2011-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Советскнефтеторгсервис" (ООО "Советскнефтеторгсервис") | Способ изоляции водопроявляющего пласта в скважине и теплоизолированная труба для его осуществления |
| US20110278006A1 (en) * | 2009-01-30 | 2011-11-17 | M-I L.L.C. | Defluidizing lost circulation pills |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АМИРОВ А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - Баку: Азнефтеиздат, 1953, с.230. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599154C1 (ru) * | 2015-12-08 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты) |
| RU2720025C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ цементирования обсадной колонны в скважине |
| RU2768569C1 (ru) * | 2021-09-07 | 2022-03-24 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102373914B (zh) | 一种裂缝型油藏深部调剖方法 | |
| AU2013277122B2 (en) | Treating a subterranean formation with a mortar slurry | |
| CN107235691B (zh) | 一种封堵恶性漏失地层裂缝的堵漏剂及其制备方法 | |
| RU2504640C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2675825C2 (ru) | Способ аэродинамического инъектирования гидроизоляционного состава при проведении работ по внутригрунтовой защите строительных объектов | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2398955C1 (ru) | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора | |
| RU2723416C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине | |
| RU2483193C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2283422C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| WO2018125664A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2387806C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин | |
| RU2564704C1 (ru) | Способ изоляции притока подошвенных вод в скважине | |
| RU2425957C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину | |
| RU2382172C1 (ru) | Способ цементирования скважин | |
| RU2618539C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2471963C1 (ru) | Способ восстановления герметичности обсадных колонн | |
| RU2370515C1 (ru) | Полимерцементный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин | |
| RU2391489C2 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пласта | |
| WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| RU2412333C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины | |
| RU2387803C1 (ru) | Способ укрепления призабойной зоны скважины | |
| RU2431747C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
| RU2320848C1 (ru) | Способ цементирования скважины с аномально низким пластовым давлением |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190728 |