RU2515739C1 - Repair method for well with defective area with displaced casing string - Google Patents
Repair method for well with defective area with displaced casing string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2515739C1 RU2515739C1 RU2012157811/03A RU2012157811A RU2515739C1 RU 2515739 C1 RU2515739 C1 RU 2515739C1 RU 2012157811/03 A RU2012157811/03 A RU 2012157811/03A RU 2012157811 A RU2012157811 A RU 2012157811A RU 2515739 C1 RU2515739 C1 RU 2515739C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- string
- interval
- well
- defective
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к выправлению смятых и смещенных обсадных колонн в скважине и восстановлению их герметичности.The invention relates to the oil and gas industry, namely, to straighten crumpled and shifted casing strings in the well and restore their tightness.
Известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением (патент RU №2350735, МПК Е21В 29/10, опубл. 27.03.2009 г., бюл. №9), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной летучей колонны с фиксацией в дефектном интервале и последующим цементированием, при этом внутреннее сужение выправляют развальцовкой или лорнированием, а дополнительную колонну оснащают толстостенным цилиндрическим фиксатором с верхним упором и наружными каналами для прохождения цемента, фиксирующимся при спуске с подпором изнутри относительно выправленного участка так, что дополнительная летучая колонна перекрывает весь интервал дефектного участка.A known method of repairing a casing string in a well with a defective section and internal contraction (patent RU No. 2350735, IPC ЕВВ 29/10, published on 03/27/2009, bull. No. 9), including the determination of all information on the defective interval, descent and installation additional flying column with fixation in the defective interval and subsequent cementing, while the internal constriction is straightened by flaring or lorning, and the additional column is equipped with a thick-walled cylindrical retainer with an upper stop and external channels for cement passage, fi siruyuschimsya when descending a overpressure inside relative rectifying portion so that the additional volatile column covers the entire range of the defective portion.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, высокая металлоемкость, связанная со спуском в скважину дополнительной летучей колонны;- firstly, the high metal content associated with the descent into the well of an additional flying column;
- во-вторых, сокращение проходного сечения скважины вследствие установки в дефектном интервале дополнительной летучей колонны;- secondly, the reduction of the borehole cross section due to the installation of an additional flying column in the defective interval;
- в-третьих, высокая продолжительность ремонтных работ, связанная с выправлением развальцовкой или лорнированием внутреннего сужения обсадной колонны, с последующим спуском и цементированием в ней дополнительной летучей колонны.- thirdly, the high duration of repair work associated with straightening by flaring or loring the internal narrowing of the casing, followed by the descent and cementing of an additional flying casing in it.
Также известен способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2347888, МПК Е21В 29/10, опубл. 27.02.2009 г., бюл. №6), включающий определение всей информации по дефектному интервалу, спуск и установку дополнительной летучей колонны с фиксацией напротив дефектного интервала и последующим цементированием, при этом внутреннее сужение обсадной колонны предварительно перед спуском дополнительной летучей колонны вырезают по всей длине фрезерованием, после чего по всей длине и периметру этого выреза направленным потоком жидкости вымывают породу из дефектного интервала до тех пор, пока на устье не перестанет выходить вымываемая порода, перед спуском дополнительную летучую колонну оснащают подпружиненным наружу упором с наружными переточными каналами, который, расширяясь при спуске дополнительной летучей колонны, фиксирует ее относительно верхней кромки выреза обсадной колонны так, что дополнительная летучая колонна перекрывает весь дефектный интервал. Недостатками данного способа являются:Also known is a method of repairing a casing string in a well with a defective section and internal narrowing of the casing string (patent RU No. 2347888, IPC ЕВВ 29/10, published on 02.27.2009, bull. No. 6), which includes determining all information on the defective interval, launching and installing an additional flying string with fixing opposite the defective interval and subsequent cementing, while the internal narrowing of the casing string is pre-cut before milling the additional flying string along the entire length by milling, and then along the entire length and perimeter of of the cutout with a directed fluid flow, the rock is washed out of the defective interval until the leachable rock stops leaving the mouth, before launching, the additional flying column is equipped with a spring-loaded stop with external overflow channels, which, expanding during the lowering of the additional flying column, fixes it relative to the upper the edges of the casing cut so that the additional flying string covers the entire defective interval. The disadvantages of this method are:
- во-первых, высокая металлоемкость, связанная со спуском в скважину дополнительной летучей колонны;- firstly, the high metal content associated with the descent into the well of an additional flying column;
- во-вторых, сокращение проходного сечения скважины вследствие установки в дефектном интервале дополнительной летучей колонны;- secondly, the reduction of the borehole cross section due to the installation of an additional flying column in the defective interval;
- в-третьих, высокая продолжительность ремонтных работ, связанная с вырезанием обсадной колонны по всей длине дефектного интервала и последующим вымыванием породы по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости, а затем спуском и цементированием в ней дополнительной летучей колонны.- thirdly, the high duration of repair work associated with cutting the casing along the entire length of the defective interval and subsequent leaching of the rock along the entire length and perimeter of the cutout with a directed fluid flow, and then lowering and cementing an additional flying column in it.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны (патент RU №2386779, МПК Е21В 29/10, опубл. 20.04.2010 г., бюл. №11), включающий исследование дефектного участка обсадной колонны, спуск и установку дополнительной летучей колонны с фиксацией напротив дефектного интервала с последующим тампонировнаием, при этом после определения интервала дефектного участка обсадной колонны производят предварительное цементирование внутреннего дефектного участка обсадной колонны по всей длине. После затвердевания цемента выполняют фрезерование дефектного участка, а перед спуском дополнительную летучую колонну выше дефектного участка снабжают наружными центраторами, при этом сверху дополнительную летучую колонну оснащают механическими плашками, фиксирующими дополнительную летучую колонну относительно обсадной колонны так, что она перекрывает весь вырезанный дефектный участок обсадной колонны.The closest in technical essence and the achieved result is a method of repairing a casing string in a well with a defective section and internal narrowing of the casing string (patent RU No. 2386779, IPC ЕВВ 29/10, published on 04/20/2010, bull. No. 11), including the study of the defective section of the casing string, the descent and installation of an additional flying string with fixation opposite the defective interval, followed by plugging, and after determining the interval of the defective section of the casing string, preliminary cementing is performed inside ennego defective portion of the casing throughout its length. After the cement has hardened, milling of the defective section is performed, and before descent, the additional flying column above the defective section is provided with external centralizers, while the additional flying column is equipped with mechanical dies on top, fixing the additional flying column relative to the casing so that it covers the entire cut defective section of the casing.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, высокая металлоемкость конструкции скважины, связанная со спуском и цементированием в скважине дополнительной летучей колонны;- firstly, the high metal consumption of the well structure associated with the launching and cementing of an additional flying string in the well;
- во-вторых, сокращение проходного сечения скважины после ремонта обсадной колонны вследствие установки в дефектном интервале дополнительной летучей колонны, что снижает технологические возможности скважины при ее эксплуатации и последующем ремонте;- secondly, the reduction of the borehole cross section after repair of the casing string due to the installation of an additional flying string in the defective interval, which reduces the technological capabilities of the well during its operation and subsequent repair;
- в-третьих, высокая продолжительность и стоимость ремонтных работ, связанная с вырезанием обсадной колонны по всей длине дефектного интервала и последующим вымыванием породы по всей длине и периметру полученного выреза направленным потоком жидкости, а затем спуском и цементированием в ней дополнительной летучей колонны.- thirdly, the high duration and cost of repair work associated with cutting the casing along the entire length of the defective interval and subsequent leaching of the rock along the entire length and perimeter of the cutout with a directed fluid flow, and then lowering and cementing an additional flying column in it.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ремонта скважины за счет сохранения проходного сечения обсадной колонны, снижение металлоемкости конструкции скважины и сокращение продолжительности и стоимости ремонта скважины.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of well repair by maintaining the bore of the casing, reducing the metal consumption of the well structure and reducing the duration and cost of well repair.
Поставленные технические задачи решаются способом ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны, включающим исследование дефектного участка обсадной колонны, его тампонирование и фрезерование после затвердевания тампонажного состава.The stated technical problems are solved by the method of repairing a well with a defective section with casing displacement, including the study of a defective section of the casing, its plugging and milling after the cementing compound has hardened.
Новым является то, что при исследовании дефектного участка обсадной колонны определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, после чего в интервал смещения на технологической колонне труб спускают гидромониторную насадку и по всей длине и периметру интервала смещения направленным потоком технологической жидкости вымывают породу из скважины до тех пор, пока на устье скважины не перестанет выходить вымываемая порода, затем на устье скважины собирают снизу вверх следующую компоновку: перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик с верхним и нижним жесткими центраторами с переточными каналами и манжетой снаружи, разбуриваемый пакер, причем разбуриваемый пакер снизу жестко соединяют с хвостовиком, а манжету на хвостовик устанавливают ниже нижнего центратора, причем хвостовик, верхний и нижний центраторы и манжету выполняют из легкоразбуриваемых материалов, собранную компоновку на заливочной колонне труб спускают в интервал дефектного участка, центрируют смещенные части обсадной колонны так, чтобы верхний и нижний центраторы находились на расстоянии, не превышающем 1 м от интервала смещения обсадной колонны, сажают разбуриваемый пакер и производят тампонирование дефектного участка обсадной колонны по заливочной колонне труб через разбуриваемый пакер, при этом в качестве тампонажного состава применяют микроцемент, извлекают заливочную колонну труб, оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента, а после затвердевания микроцемента в интервал дефектного участка обсадной колонны на технологической колонне спускают винтовой забойный двигатель с фрезой, удаляют разбуриваемый пакер, затвердевший цемент, перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик, верхний и нижний центраторы, манжету из дефектного участка обсадной колонны и восстанавливают внутренний диаметр D обсадной колонны.What is new is that when examining a defective section of the casing string, the inner narrowing diameter d is determined in the range of displacement of the defective section of the casing, after which the hydraulic monitor nozzle is lowered into the offset interval on the pipe casing and the rock is washed along the entire length and perimeter of the offset interval with the directional flow of the process fluid from the well until the leachable rock ceases to leave the wellhead, then the following arrangement is collected from the top of the wellhead from the bottom up: a forged shank shanked from below under the cone with upper and lower rigid centralizers with transfer channels and a cuff outside, a drillable packer, the drillable packer being rigidly connected from the bottom to the shank, and the cuff on the shank installed below the lower centralizer, with the shank, upper and lower centralizers and cuff of easily drilled materials, the assembled assembly on the pipe string is lowered into the interval of the defective section, the displaced parts of the casing are centered so that the upper and The bottom centralizers were located at a distance not exceeding 1 m from the casing displacement interval, the drillable packer was planted and the defective casing string was plugged through the pipe drillstring through the drillable packer, while microcement was used as the cementing composition, the pipe fill string was removed, and the well was left. to wait for the hardening of microcement, and after the hardening of microcement in the interval of the defective section of the casing string on the casing lower the helical jet engine with a milling cutter, remove the drillable packer, hardened cement, perforated liner, upper and lower centralizers, plugged from below under the cone, cuff from the defective section of the casing string and restore the inner diameter D of the casing string.
На фиг.1, 2, 3, 4 схематично и последовательно показан процесс реализации предлагаемого способа.Figure 1, 2, 3, 4 schematically and sequentially shows the process of implementing the proposed method.
Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны реализуют следующим образом.A method of repairing a well with a defective section with casing displacement is implemented as follows.
Обсадная колонна 1 (фиг.1) имеет дефектный участок 2 со смещением 3. Например, внутренний диаметр D обсадной колонны 1 составляет 150 мм (обсадная колонна наружным диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм). Производят исследование дефектного участка 2 обсадной колонны 1 со смещением 3. Например, спускают шаблон на трубах (на фиг.1, 2 и 3 не показано) и определяют интервал дефектного участка 2 (фиг.1) обсадной колонны 1 в интервале 1620-1640 м со смещением 3 в интервале 1632 м.The casing 1 (FIG. 1) has a
Определяют диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения дефектного участка обсадной колонны, например, спуском свинцовой конусной печати марки ПС-К-140 (изготовитель ООО «Биттехника», Россия, г. Пермь). Диаметр d внутреннего сужения в интервале смещения 3 дефектного участка 2 обсадной колонны 1 составляет 125 мм.Determine the diameter d of the internal constriction in the range of displacement of the defective section of the casing string, for example, by releasing a lead cone seal grade PS-K-140 (manufacturer LLC Bittekhnika, Russia, Perm). The diameter d of the inner constriction in the
После исследования в интервал смещения 3 дефектного участка 2 обсадной колонны 1 на технологической колонне труб 4 (фиг.2) спускают гидромониторную насадку 5 с наружным диаметром dH, меньшим диаметра d внутреннего сужения в интервале смещения 3 дефектного участка 2 (фиг.1) обсадной колонны 1.After research into the
Далее по всей длине и периметру интервала смещения 3 (фиг.2) направленным потоком технологической жидкости вымывают породу из скважины до тех пор, пока на устье скважины не перестанет выходить вымываемая порода. В качестве технологической колонны труб 4 используют, например, колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, а в качестве технологической жидкости используют, например, сточную воду плотностью 1180 кг/м3.Then, along the entire length and perimeter of the bias interval 3 (FIG. 2), the rock is washed out of the well with a directed flow of the process fluid until the leached rock ceases to exit the wellhead. As a
Удаление цементной крошки, глинистой корки, породы в интервале смещения 3 (фиг.1 и 2) дефектного участка 2 обсадной колонны 1 с применением гидромониторной насадки 5 позволяет эффективно восстановить герметичность цементного кольца в дефектном участке 2 обсадной колонны 1 после проведения изоляционных работ.Removing cement chips, clay peel, rock in the displacement interval 3 (FIGS. 1 and 2) of the
Далее на устье скважины собирают снизу вверх следующую компоновку 6 (фиг.3): перфорированный отверстиями 7 заглушенный снизу под конус хвостовик 8 с верхним 9 и нижним 10 жесткими центраторами и манжетой 11 снаружи, разбуриваемый пакер 12, который снизу жестко соединяют с хвостовиком 8 (фиг.3).Next, at the wellhead, the following
Хвостовик 8 перфорирован отверстиями 7, например, диаметром 5 мм в количестве 20 штук между верхним 9 и нижним 10 центраторами. Отверстия 7 должны обеспечивать переток тампонажного состава при проведении изоляционных работ.The
Жесткие центраторы 9 и 10 выполнены с переточными каналами 9' и 10' соответственно.
Длину хвостовика выбирают, например, 4 м. Манжету 11 на хвостовик 8 устанавливают ниже нижнего центратора 10.The length of the shank is chosen, for example, 4 m. The
Хвостовик 8, верхний 9 и нижний 10 центраторы, манжету 11 выполняют из легкоразбуриваемых материалов. Например, хвостовик 8, верхний 9 и нижний 10 центраторы выполняют из алюминиевого сплава, а манжету 11 - из резинового материала.The
В качестве разбуриваемого пакера применяют пробку мостовую заливочную (ПМЗ), выпускаемую ООО «Югсон-Сервис» (г. Тюмень). Например, для обсадной колонны 1 наружным диаметром 168 мм применяют пакер ПМ3-140-35, при этом в нижней части корпуса пакера выполняют резьбу для соединения с перфорированным хвостовиком 8.As a drilled packer, bridge plugging (PMZ) manufactured by Yugson-Service LLC (Tyumen) is used. For example, for a
Собранную компоновку 6 на заливочной колонне труб 13, например на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, спускают в интервал дефектного участка 2 обсадной колонны 1, при этом заглушенный снизу под конус хвостовик 8 обеспечивает перемещение компоновки через интервал смещения 3 дефектного участка 2 обсадной колонны 1. Центрируют смещенные части 14' и 14” обсадной колонны 1 так, чтобы верхний 9 и нижний 10 центраторы находились на расстояния h, не превышающем один метр от интервала смещения 3 обсадной колонны 1, т.е. на расстоянии h, равном 1 м. Сажают разбуриваемый пакер 12 и производят тампонирование дефектного участка 2 обсадной колонны 1 по колонне заливочных труб 13 через разбуриваемый пакер 12.The assembled
В качестве тампонажного состава 15 применяют микроцемент, например супертонкий ультрацемент, производимый ЗАО «НПО «Полицелл» (г. Владимир) по ТУ 5739-019-56864391-2010. Микроцемент смешивают с пресной водой плотностью 1000 кг/м при массовом соотношении 2:3 соответственно. Использование микроцемента обеспечивает проникновение полученного раствора в тонкие поры и трещины, раствор микроцемента обладает высокой подвижностью, а прочность затвердевшего микроцемента выше прочности цементного камня, получаемого из смеси воды с обычным тампонажным цементом, используемым при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды.As
Расчетный объем используемого микроцемента определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем.The estimated volume of microcement used is determined by the technological service of the repair enterprise empirically.
Затем извлекают заливочную колонну труб 13. Наличие переточных каналов 9' и 10' верхнего 9 и нижнего 10 центраторов соответственно позволяют затампонировать дефектный участок 2 обсадной колонны 1. Оставляют скважину на ожидание затвердевания микроцемента 15, например, на 24 часа.Then, the filling string of
После затвердевания цемента в интервал дефектного участка 2 (фиг.4) обсадной колонны 1 спускают винтовой забойный двигатель (ВЗД) с фрезой (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан) на технологической колонне, например колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм.After the hardening of the cement in the interval of the defective section 2 (Fig. 4) of the
В качестве ВЗД применяют, например, двигатель винтовой забойный марки Д3-106МР.7/8.37 производства ВНИИБТ-Буровой инструмент (г. Краснодар, Россия).As a VZD, for example, a downhole screw motor of the brand D3-106MR.7 / 8.37 manufactured by VNIIBT-Drilling Instrument (Krasnodar, Russia) is used.
В качестве фрезы применяют, например, твердосплавное лопастное долото марки 4Л-124 РСТ производства ОАО “Азимут” (г. Уфа, Республика Башкортостан, Россия).As a milling cutter, for example, a carbide blade bit of grade 4L-124 PCT manufactured by Azimut OJSC (Ufa, the Republic of Bashkortostan, Russia) is used.
Разбуриванием удаляют пакер 12 (фиг.3), затвердевший микроцемент 15, перфорированный заглушенный снизу под конус хвостовик 8, верхний 9 и нижний 10 центраторы, манжету 11 из дефектного участка 2 обсадной колонны 1.By drilling, the packer 12 (Fig. 3), hardened
Сокращается продолжительность и стоимость ремонта скважины за счет исключения работ по вырезанию дефектного участка обсадной колонны.The duration and cost of well repair is reduced by eliminating work on cutting a defective casing section.
В результате ремонта восстанавливают проходное сечение (внутренний диаметр D) обсадной колонны скважины, т.е. исключают смещение обсадной колонны (фиг.1 и 4).As a result of the repair, the bore (inner diameter D) of the well casing is restored, i.e. exclude casing displacement (FIGS. 1 and 4).
Предлагаемый способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны позволяет повысить эффективность ремонта скважины за счет сохранения проходного сечения обсадной колонны, снизить металлоемкость конструкции скважины, сократить продолжительность и стоимость ремонта скважины.The proposed method of repairing a well with a defective section with a casing offset allows to increase the efficiency of well repair by maintaining the bore of the casing, reduce the metal consumption of the well structure, and reduce the duration and cost of well repair.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012157811/03A RU2515739C1 (en) | 2012-12-27 | 2012-12-27 | Repair method for well with defective area with displaced casing string |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012157811/03A RU2515739C1 (en) | 2012-12-27 | 2012-12-27 | Repair method for well with defective area with displaced casing string |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2515739C1 true RU2515739C1 (en) | 2014-05-20 |
Family
ID=50778739
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012157811/03A RU2515739C1 (en) | 2012-12-27 | 2012-12-27 | Repair method for well with defective area with displaced casing string |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2515739C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2645695C1 (en) * | 2017-01-20 | 2018-02-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cementing of the additional column of pipes in the injection well |
WO2022015471A1 (en) * | 2020-07-15 | 2022-01-20 | Conocophillips Company | Well collapse reconnect system |
CN114541998A (en) * | 2022-04-26 | 2022-05-27 | 中国煤炭地质总局水文地质局 | Pipe laying process for disconnecting geothermal well casing pipe |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3967681A (en) * | 1975-09-30 | 1976-07-06 | Phillips Petroleum Company | Repair of cement sheath around well casing |
RU2159841C1 (en) * | 1999-03-10 | 2000-11-27 | Открытое акционерное общество "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности" | Process of reconstruction of entireness of disturbed casing strings in holes drilled with directional inclination |
RU2237151C2 (en) * | 2002-03-19 | 2004-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method for sealing broken column in a well |
RU2242582C2 (en) * | 2002-03-19 | 2004-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Device for pressurization of torn column in a well (variants) |
RU2354804C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well repair |
RU2386779C1 (en) * | 2009-01-30 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Repair method of string with defect section and internal tapering of string |
-
2012
- 2012-12-27 RU RU2012157811/03A patent/RU2515739C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3967681A (en) * | 1975-09-30 | 1976-07-06 | Phillips Petroleum Company | Repair of cement sheath around well casing |
RU2159841C1 (en) * | 1999-03-10 | 2000-11-27 | Открытое акционерное общество "Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности" | Process of reconstruction of entireness of disturbed casing strings in holes drilled with directional inclination |
RU2237151C2 (en) * | 2002-03-19 | 2004-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method for sealing broken column in a well |
RU2242582C2 (en) * | 2002-03-19 | 2004-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Device for pressurization of torn column in a well (variants) |
RU2354804C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well repair |
RU2386779C1 (en) * | 2009-01-30 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Repair method of string with defect section and internal tapering of string |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2645695C1 (en) * | 2017-01-20 | 2018-02-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cementing of the additional column of pipes in the injection well |
WO2022015471A1 (en) * | 2020-07-15 | 2022-01-20 | Conocophillips Company | Well collapse reconnect system |
EP4182543A4 (en) * | 2020-07-15 | 2024-01-10 | Conocophillips Co | Well collapse reconnect system |
CN114541998A (en) * | 2022-04-26 | 2022-05-27 | 中国煤炭地质总局水文地质局 | Pipe laying process for disconnecting geothermal well casing pipe |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7635027B2 (en) | Method and apparatus for completing a horizontal well | |
US7475726B2 (en) | Continuous monobore liquid lining system | |
NO333764B1 (en) | One-hole borehole and method for completing the same | |
RU2354803C1 (en) | Method for well repair | |
RU2515739C1 (en) | Repair method for well with defective area with displaced casing string | |
RU2410514C1 (en) | Method for well construction | |
RU97764U1 (en) | COLUMN SHOE (OPTIONS) | |
CN1891974A (en) | Underbalance well completion method and apparatus | |
CN114961632B (en) | Underground three-level environment-friendly treatment method for difficult and complicated well | |
RU2167273C1 (en) | Method of casing liner installation in well | |
CN205713982U (en) | A kind of pile foundation construction drilling equipment being applicable to karst area | |
RU2455467C1 (en) | Method of borehole perforation | |
RU2626103C1 (en) | Method of oil well offshot drilling | |
RU2526061C1 (en) | Isolation of water inflow beds at well construction | |
RU2710577C1 (en) | Method of installing a cement plug for driving unstable rocks when drilling a well | |
RU2378495C2 (en) | Well filter installation method | |
RU2542070C1 (en) | Double-hole well operation method | |
RU2524089C1 (en) | Construction of oil production well | |
RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
CN113863860A (en) | Horizontal well casing pipe column combined structure and using method thereof | |
RU2769020C1 (en) | Rotary liner cementing method | |
RU2794830C1 (en) | Well completion method | |
RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction | |
RU2280760C1 (en) | Filtering well construction method | |
RU2750805C1 (en) | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191228 |