RU2513793C1 - Method of production string sealing - Google Patents
Method of production string sealing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513793C1 RU2513793C1 RU2012144890/03A RU2012144890A RU2513793C1 RU 2513793 C1 RU2513793 C1 RU 2513793C1 RU 2012144890/03 A RU2012144890/03 A RU 2012144890/03A RU 2012144890 A RU2012144890 A RU 2012144890A RU 2513793 C1 RU2513793 C1 RU 2513793C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- tool
- landing
- setting tool
- packers
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for sealing a production casing.
Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU 2116432, МПК E21B 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.A known method of restoring the tightness of production casing (patent RU 2116432, IPC E21B 33/13, published in bulletin No. 21 dated 07/27/1998), including the preparation and injection into the well of plugging mixtures, including cement mortar, selling them for the column in the interval leaks production casing.
Недостатком данного способа является то, что закачка цементного раствора недостаточно обеспечивает восстановление герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.The disadvantage of this method is that the injection of cement does not sufficiently ensure the restoration of the tightness of the production string, therefore, with increased injectivity of the leakage interval, the success of insulation work does not exceed 20%.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК E21B 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, на концах которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.The closest in technical essence to the proposed one is a method of sealing a production casing and shutting down formations (patent RU No. 2215122, IPC E21B 33/122, published in bulletin No. 30 of 10.27.2003), including the installation of two packers with the help of a landing tool : upper and lower, connecting them together by a pipe, at the same time first install a lower packer with a polished sleeve below the sealing interval, but above the reservoir, and then lower the second packer with a pipe attached to it, at the end of which n plunger, insert the plunger into the sleeve of the lower packer and plant the upper packer. Also, the method of sealing the production casing involves installing two packers using the landing tool: the upper and lower, connecting them to each other with a pipe, first putting both packers equipped with bushings in the well, and then lowering the pipe, at the ends of which there are plungers, the lower packer set above the reservoir.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колонны;- firstly, the complexity of the technological process of sealing the production string associated with several tripping operations during the sealing of the production string;
- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего и нижнего пакеров после их посадки, что снижает эффективность работ по герметизации эксплуатационной колонны;- secondly, the inability to determine the tightness of the upper and lower packers after they are planted, which reduces the efficiency of work on sealing the production casing;
- в-третьих, невозможность извлечения двухпакерной компоновки на ревизию без привлечения дополнительных технических средств при негерметичной посадке одного или обоих пакеров.- thirdly, the impossibility of extracting a two-packer layout for revision without involving additional technical means in case of leaky landing of one or both packers.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности реализации способа за счет обеспечения герметичности эксплуатационной колонны с возможностью извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of the implementation of the method by ensuring the tightness of the production string with the possibility of extracting a two-packer arrangement at the wellhead and simplifying the technological process of implementing the method in one round trip.
Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.The stated technical problems are solved by the method of sealing the production casing, including the descent into the production casing of the well on a landing tool made in the form of a tubing string — tubing, two packers connected by a pipe, their landing in the production casing above and below the violation, followed by removal landing tool.
Новым является то, что до появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в нем, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции.What is new is that until leakage occurs in the production casing, radial holes are made at the lower end of the landing tool, and a stop is installed below the radial holes in the landing tool, the radial holes in the initial position are sealed by a hollow sleeve that has the possibility of limited axial movement to the stop in the landing limiter the tool and fixation in it, after the appearance of leaks at the wellhead, the following arrangement is assembled from the bottom up: the bottom core, pipe, upper packer, left sub, run the assembly down into the leakage interval of the production string on the planting tool, then packers are planted, and then check the tightness of the lower packer planting, for which a geophysical instrument is lowered along the cable to the production tool into the production well in interval of the lower packer and perform geophysical studies, then remove the geophysical instrument on the cable from the well, at the wellhead in the planting tool by a rubber stopper with a metal tip is inserted from below, it is pressed through until the metal tip is fixed in the hollow sleeve, while the rubber stopper seals the two-packer assembly from the planting tool and the radial holes of the planting tool open, which communicate the inner space of the planting tool and the annular space of the well above the upper packer, then lower the liquid level in the annulus of the well above the upper packer by swabbing at the landing ins the tightness of the landing of the upper packer, and with a tight fit of both packers, rotate the landing tool clockwise from the wellhead, turning the landing tool from the left sub, remove the landing tool from the production casing to the surface, when at least one of the packers is sealed, the packers are torn and retrieve the entire layout for revision, and then repeat the above operations.
На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.Figure 1-4 schematically and sequentially shows the proposed method of sealing a production casing.
Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют следующим образом.The method of sealing production casing is implemented as follows.
До появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента 1 (см. фиг.1), выполненного в виде колонны насосно-компрессорных труб, например, диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм, выполняют радиальные отверстия 2, а ниже радиальных отверстий 2 в посадочном инструменте 1 устанавливают ограничитель 3, например, ограничитель 3 выполняют в виде внутреннего кольцевого сужения посадочного инструмента 1.Before leakage occurs in the production casing at the lower end of the landing tool 1 (see Fig. 1), made in the form of a tubing string, for example, with a diameter of 73 mm and a wall thickness of 5.5 mm,
Диаметр радиальных отверстий 2 составляет 8-10 мм с расположением в одном ряду от 4 до 12 отверстий. Например, в посадочном инструменте 1 в одном ряду выполняют 8 отверстий диаметром 10 мм.The diameter of the
Радиальные отверстия 2 посадочного инструмента 1 в начальном положении герметично перекрываются полой втулкой 4. В начальном положении полая втулка 4 зафиксирована срезным винтом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).The
В рабочем положении полая втулка 4 имеет возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель 3 посадочного инструмента 1 и фиксации в посадочном инструменте 1, например, с помощью стопорного кольца (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).In the working position, the
После появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер 5, труба 6, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 73 мм, длина которой должна превышать протяженность 7 интервала негерметичности 7'…7n по эксплуатационной колонне 8.After a leak occurs at the wellhead, the following arrangement is assembled from bottom to top:
Например, протяженность 7 интервала негерметичности 7'…7n по эксплуатационной колонне 8 находится в интервале 1370-1710 м, т.е. составляет 340 м, поэтому длину колонны труб НКТ выбирают больше, чем протяженность интервала негерметичности (340 м), например длиной 360 м. Далее на трубу 6 наворачивают верхний пакер 9.For example, the
Затем на верхний пакер 9 наворачивают левый переводник 10. Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 1 в интервал негерметичности 7'…7n эксплуатационной колонны 8 скважины.Then, the
В качестве посадочного инструмента 1 применяют, например, колонну насосно-компрессорных труб 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.As a
Например, для герметизации нарушений в 146 мм эксплуатационной колонне в нее спускают два пакера: нижний 5 - марки ПРО-ЯМО2 -122, а верхний 9 - марки ПРО-ЯДЖ-O-122, выпускаемые НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация), соединенные с трубой 6, т.е. колонной насосно-компрессорных труб длиной 360 м и диаметром 89 мм.For example, to seal violations in a 146 mm production casing, two packers are lowered into it: the bottom 5 - brands PRO-YAMO2 -122, and the top 9 - brands PRO-YaJ-O-122, manufactured by NPF “Packer” (Oktyabrsky, Republic Bashkortostan, Russian Federation) connected to
После спуска компоновки (см. фиг.1) в скважину размещают пакеры 5 и 9 в интервале негерметичности эксплуатационной колонны 8 (между нарушениями 7'…7n). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 150 кН.After the descent of the arrangement (see Fig. 1),
Производят посадку нижнего 5 и верхнего 9 пакеров (см. фиг.2) и проверяют герметичность посадки нижнего пакера 5 в эксплуатационной колонне 8.Make the landing of the lower 5 and upper 9 packers (see figure 2) and check the tightness of the landing of the
Для этого спускают геофизический прибор 11 на кабеле 12 по посадочному инструменту 1 в эксплуатационную колонну 8 скважины в интервал нижнего пакера 5 (1720 м). Геофизический прибор 11 позволяет фиксировать (измерять) изменение температуры жидкости в скважине и замерять уровень шума в эксплуатационной колонне 8 в интервале пакера 5. По показаниям геофизического прибора 11 определяют герметичность посадки нижнего пакера 5. Например, с помощью геофизического прибора выполняют термометрию и шумометрию и по изменению температуры и уровню шума судят о герметичности посадки нижнего пакера 5.To do this, lower the
Геофизический прибор 11 может быть любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 наружным диаметром 42 мм и длиной 3 м производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (Республика Татарстан, г.Бугульма), предназначенный для проведения гидродинамических исследований и определения интервала обводнения эксплуатационной колонны 8.
Для того чтобы доставить геофизический прибор 11 в интервал пласта, необходимо соблюдение следующего условия:In order to deliver the
D2>D1>d,D 2 > D 1 > d,
где D2 - внутренний диаметр ограничителя 3 посадочного инструмента 1, мм. Например, 56 мм;where D 2 is the inner diameter of the
D1 - внутренний диаметр полой втулки 4 посадочного инструмента 1, мм. Например, 50 мм;D 1 - the inner diameter of the
d - наружный диаметр геофизического прибора, мм. Например, 42 мм. Затем извлекают геофизический прибор 11 на кабеле 12 из скважины.d is the outer diameter of the geophysical instrument, mm. For example, 42 mm. Then remove the
При негерметичной посадке нижнего пакера 4 его срывают и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.When the
При герметичной посадке нижнего пакера 4 на устье скважины в посадочный инструмент 1 устанавливают резиновую пробку 13 (см. фиг.3) с металлическим наконечником снизу 14. Наружный диаметр резиновой пробки 13 выбирают равным внутреннему диаметру посадочного инструмента 1. Внутренний диаметр посадочного инструмента 1 равен: 73 мм-(2·5,5 мм)=62 мм.When the
Наружный диаметр металлического наконечника 14 равен внутреннему диаметру полой втулки 4, равному D1=50 мм.The outer diameter of the
Под действием избыточного давления жидкости, создаваемого закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, насосным агрегатом, например марки ЦА-320, в посадочном инструменте 1, продавливают резиновую пробку 13 вниз до взаимодействия ее с полой втулкой 4, при этом срезной винт (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) полой втулки 4 (например, при давлении 6 МПа) разрушается, полая втулка 4 перемещается вниз до взаимодействия ее с ограничителем 3 посадочного инструмента 1 и резиновая пробка 13 с металлическим наконечником 14 фиксируется в полой втулке 4. Фиксацию резиновой пробки 13 с металлическим наконечником 14 в полой втулке 4 посадочного инструмента 1 осуществляют любым известным способом, например с помощью разрезных стопорных колец (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).Under the action of excess fluid pressure created by the injection of technological fluid, for example fresh water with a density of 1000 kg / m 3 , a pumping unit, for example, CA-320 brand, in the
В результате резиновая пробка 13 (см. фиг.3) герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента 1, при этом сама резиновая пробка 13 и полая втулка 4 остаются неподвижными относительно посадочного инструмента 1. Открываются радиальные отверстия 2 посадочного инструмента 1, которые сообщают внутреннее пространство 15 посадочного инструмента 1 и межколонное пространство 16 скважины выше верхнего пакера 9.As a result, the rubber stopper 13 (see FIG. 3) hermetically seals the two-packer assembly from the
Затем снижают уровень жидкости свабированием в межколонном пространстве 16 скважины над верхним пакером 9 по посадочному инструменту 1 до глубины посадки верхнего пакера 5 (1360 м) и прослеживают восстановление уровня жидкости резистивиметром (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) после снижения уровня жидкости в межколонном пространстве 16 скважины 4 через 1, 3 и 5 ч. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине не изменился, т.е. движения жидкости нет, то верхний пакер 5 герметичен. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине изменился, например поднялся до уровня 1120 м, следовательно, существует переток жидкости из интервала негерметичности 7'…7n в эксплуатационную колонну 4 и верхний пакер 9 негерметичен. При негерметичной посадке верхнего пакера срывают нижний 4 и верхний 9 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.Then, the liquid level is reduced by swabbing in the annulus 16 of the well above the
При герметичной посадке пакеров вращают посадочный инструмент 1 (см. фиг.3) по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 1 от левого переводника 10.When the packers are sealed, rotate the planting tool 1 (see Fig. 3) clockwise (7-8 turns) from the wellhead and unscrew the
Затем приподнимают посадочный инструмент 1 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 1 от верхнего пакера 9, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 5, трубы 6, верхнего пакера 9 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, например если вес компоновки составляет 150 кН, то вес компоновки без посадочного инструмента 1 составляет 120 кН, т.е. потеря веса составляет, например 30 кН.Then they lift the
Извлекают посадочный инструмент 1 (см. фиг.3) с левым переводником 6 из эксплуатационной колонны 8 на поверхность. В эксплуатационной колонне 8 скважины остаются: нижний пакер 5, труба 6 и верхний пакер 9 (см. фиг.4). При негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность повторяют.The
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки как верхнего, так и нижнего пакеров, а также извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки хотя бы одного из пакеров, что гарантирует высокую успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками.The proposed method for sealing the production casing is simple to implement, since the entire technological process of sealing the production casing is carried out in one run of the tool. It is possible to control the tightness of the landing of both the upper and lower packers, as well as to extract the two-packer assembly at the wellhead in case of leaky landing of at least one of the packers, which guarantees high success of work on sealing production casing with two-packer assemblies.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012144890/03A RU2513793C1 (en) | 2012-10-22 | 2012-10-22 | Method of production string sealing |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012144890/03A RU2513793C1 (en) | 2012-10-22 | 2012-10-22 | Method of production string sealing |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2513793C1 true RU2513793C1 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=50481069
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012144890/03A RU2513793C1 (en) | 2012-10-22 | 2012-10-22 | Method of production string sealing |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2513793C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2563268C2 (en) * | 2014-09-16 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation |
RU2669646C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
RU2670816C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4605062A (en) * | 1985-06-10 | 1986-08-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Subsurface injection tool |
SU1657637A1 (en) * | 1989-06-26 | 1991-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследования, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин | Device for testing of wells |
RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
RU2160364C1 (en) * | 1999-08-20 | 2000-12-10 | Открытое акционерное общество "Технологии оптимизации нефтедобычи" | Process to run in, to examine wells and to intensify oil and gas influxes and gear to realize it |
RU20342U1 (en) * | 2001-04-23 | 2001-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | PACKER DRILLED |
RU2215122C2 (en) * | 2001-08-09 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method of sealing of production string and formation shutoff (version) |
RU2298639C1 (en) * | 2005-10-10 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for reservoirs separation inside well |
RU2305173C2 (en) * | 2005-07-25 | 2007-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for production string sealing during sandy well flushing |
RU2387809C1 (en) * | 2009-06-23 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Unit for dual bed operation in one chink |
RU2447256C1 (en) * | 2010-10-05 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bridge plug |
-
2012
- 2012-10-22 RU RU2012144890/03A patent/RU2513793C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4605062A (en) * | 1985-06-10 | 1986-08-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Subsurface injection tool |
SU1657637A1 (en) * | 1989-06-26 | 1991-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследования, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин | Device for testing of wells |
RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
RU2160364C1 (en) * | 1999-08-20 | 2000-12-10 | Открытое акционерное общество "Технологии оптимизации нефтедобычи" | Process to run in, to examine wells and to intensify oil and gas influxes and gear to realize it |
RU20342U1 (en) * | 2001-04-23 | 2001-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | PACKER DRILLED |
RU2215122C2 (en) * | 2001-08-09 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method of sealing of production string and formation shutoff (version) |
RU2305173C2 (en) * | 2005-07-25 | 2007-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for production string sealing during sandy well flushing |
RU2298639C1 (en) * | 2005-10-10 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for reservoirs separation inside well |
RU2387809C1 (en) * | 2009-06-23 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Unit for dual bed operation in one chink |
RU2447256C1 (en) * | 2010-10-05 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bridge plug |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2563268C2 (en) * | 2014-09-16 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation |
RU2669646C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
RU2670816C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
RU2670816C9 (en) * | 2017-12-25 | 2018-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2660704C2 (en) | Barrier testing method | |
CN103061684B (en) | Open-hole horizontal well segmentation many bunches of homogeneous acidification tubing strings and acidization tool thereof | |
US20190055839A1 (en) | Tracer patch | |
CA2757950C (en) | Ported packer | |
GB2555637A (en) | Method of plugging and pressure testing a well | |
US9822632B2 (en) | Method of pressure testing a plugged well | |
CN109844257B (en) | Well control using improved liner tieback | |
US20150083395A1 (en) | Mitigating leaks in production tubulars | |
RU2509873C1 (en) | Sealing method of production string | |
RU2576422C1 (en) | Method of physical abandonment of wells | |
RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
RU2513793C1 (en) | Method of production string sealing | |
RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
RU2732167C1 (en) | Method of repairing casing string in non-cemented part (embodiments) | |
RU2507376C1 (en) | Sealing of oil string | |
US20140367094A1 (en) | Method and Apparatus for Testing a Tubular Annular Seal | |
RU2534118C1 (en) | Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well | |
RU2350742C1 (en) | Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well | |
RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
RU2578136C1 (en) | Method of sealing production casing | |
Wellhoefer et al. | Unique Solution to Repair Casing Failure in a HP/HT Wellbore Allows for Successful Multistage Stimulation Treatment in an Unconventional Reservoir | |
RU2570178C1 (en) | Method of production string sealing | |
CN211314199U (en) | Horizontal well annular output profile testing device | |
RU2705117C1 (en) | Method of insulating well element leakage determining | |
RU2614998C1 (en) | Method of deep gas well equipment with tubing string composition |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191023 |