RU2645695C1 - Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине - Google Patents
Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2645695C1 RU2645695C1 RU2017101909A RU2017101909A RU2645695C1 RU 2645695 C1 RU2645695 C1 RU 2645695C1 RU 2017101909 A RU2017101909 A RU 2017101909A RU 2017101909 A RU2017101909 A RU 2017101909A RU 2645695 C1 RU2645695 C1 RU 2645695C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pipes
- pipe string
- additional
- intervals
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like for cementing casings into boreholes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту нагнетательной скважины путем спуска дополнительной колонны труб и ее последующего цементирования. Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине включает в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонну труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента – ОЗЦ. После проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом. На устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ. Дополнительную колонну труб спускают в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины. Затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кг/м3, состоящий из 84,45% - цемента ПЦТ-II-50, 15% - пеностекла, 0,5% - понизителя водоотдачи, 0,05% - пеногасителя. Далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 л/с. После выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки. После чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60% от значения давления продавки и оставляют скважину на ОЗЦ. По окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного и производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации. Затем спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить качество крепления дополнительной колонны труб, а также увеличить срок службы стальных труб дополнительной колонны в нагнетательных скважинах. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к ремонту нагнетательной скважины путем спуска дополнительной колонны труб и ее последующего цементирования.
Известен способ ремонта эксплуатационной колонны путем спуска в скважину и цементирования дополнительной колонны (Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1979, стр. 207). Согласно способу производят спуск в скважину до забоя дополнительной колонны труб, после чего выполняют тампонажные работы с подъемом цементного раствора за дополнительной колонной труб.
Недостатки способа:
- во-первых, вследствие того, что интервалы перфорации и нарушения эксплуатационной колонны (ЭК) при формировании цементного кольца за дополнительной колонной труб не загерметизированы, в скважине образуется водяной пояс из-за фильтрации жидкой фазы цементного раствора в нарушении ЭК и в интервалах перфорации. Образование водяного пояса нарушает монолитность цементного кольца, снижая качество крепи дополнительной колонны труб, что приводит к ускоренной коррозии дополнительной колонны труб и потери ее герметичности в течение 1-3 лет;
- во-вторых, не управляемая фильтрация жидкой фазы цементного раствора в нарушении ЭК и в интервалах перфорации, протекающая в начальный период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) под действием веса столба цементного раствора, влечет за собой недостаточную высоту подъема цементного раствора за дополнительной колонной труб, тем самым оголяя верхнюю часть дополнительной колонны труб, что уменьшает надежность проведения тампонажных работ.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ цементирования дополнительной колонны (патент RU №2568198, МПК Е21В 33/14, опубл. в бюл. №31 от 10.11.2015 г.), включающий в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния ЭК, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации. На основании результатов геофизических исследований определяют длину цементируемой дополнительной колонны, количество и места установки уплотнительных устройств на дополнительной колонне из расчета их последующего расположения на расстоянии 8-12 м выше и ниже интервалов нарушений и на расстоянии 8-12 м над верхней границей интервала перфорации. Выполняют сборку компоновки дополнительной колонны путем установки уплотнительных устройств в соответствии с данными, полученными на этапе определения мест установки уплотнительных устройств, и путем установки жестких центраторов выше и ниже от уплотнительных устройств.
Установку уплотнительных устройств осуществляют следующим образом: на дополнительную колонну снизу одевают верхнее ограничительное кольцо, резиновую уплотнительную манжету самоуплотняющегося типа, конусообразный упор с жесткими лепестками и зазорами, обеспечивающими проход цементного раствора. Ограничительное кольцо и конусообразный упор жестко закрепляют на дополнительной колонне. Спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны в скважину на глубину, определенную в соответствии с результатами геофизических исследований. Спускают в скважину оборудование для закачки цементного раствора. Осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора (цементного раствора) и закачку его в дополнительную колонну. Осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонны труб в межколонное пространство скважины. Оставляют скважину на время ОЗЦ.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкое качество крепления дополнительной колонны труб из-за наличия уплотнительных устройств в межколонном пространстве, препятствующих равномерному заполнению по всей длине межколонного пространства между дополнительной колонной труб и ЭК тампонажным раствором, что способствует потере монолитности крепи дополнительной колонны труб;
- во-вторых, низкая надежность реализации способа ввиду высокой вероятности получения преждевременного «СТОП» в процессе продавки (подъема тампонажного раствора в межколонном пространстве между дополнительной колонной труб и ЭК) из-за наличия в составе дополнительной колонны труб уплотнительных устройств, которые необходимо продавливать снизу вверх тампонажным раствором, а это ведет к созданию дополнительных гидравлических сопротивлений при подъеме тампонажного раствора за дополнительной колонной труб;
- в-третьих, недоподъем тампонажного раствора до устья нагнетательной скважины, так как в качестве тампонажного раствора от забоя до устья нагнетательной скважины применяют цементный раствор плотностью 1850 кг/м3, из-за чего создаются высокие давления продавки. Кроме того, в процессе ОЗЦ происходит потеря герметичности уплотнительных манжет самоуплотняющегося типа за счет их передавливания вниз под весом цементного раствора и поглощения цементного раствора в не загерметизированные нарушения и в интервалы перфорации;
- в-четвертых, низкий срок службы стальных труб дополнительной колонны в нагнетательных скважинах (до следующего капитального ремонта) по причине коррозии, возникающей в дополнительной колонне труб под действием агрессивных вод, закачиваемых в пласт через нагнетательную скважину.
Техническими задачами изобретения являются повышение качества крепления дополнительной колонны труб, надежности реализации способа, а также гарантированный подъем тампонажного раствора до устья скважины и продление срока службы скважины.
Поставленные задачи решаются способом цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине, включающим в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонны труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ.
Новым является то, что после проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом, на устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ, спускают дополнительную колонну труб в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины, затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кг/м3, состоящий из 84,45% - цемента ПЦТ-II-50, 15% - пеностекла, 0,5% - понизителя водоотдачи, 0,05% - пеногасителя, далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 л/с, при этом после выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки, после чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60% от значения давления продавки, оставляют скважину на ОЗЦ, по окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного, производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации, спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию.
На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.
ЭК 1 (см. фиг. 1) на устье нагнетательной скважины оснащена колонной муфтой 2, колонным патрубком с отводом 3, колонным фланцем, на котором с помощью шпилек 4 (на фиг. 1 и 2 показаны условно) закреплен фланец-планшайба 5 (см. фиг. 1).
Проводят геофизические исследования в нагнетательной скважине для определения технического состояния ЭК 1 (см. фиг. 1), местоположений интервалов нарушений ЭК 1 и интервалов перфорации (на фиг. 1 и 2 показаны условно).
Исследования проводятся известными способами, включающими в себя: термометрию, расходометрию, локатор муфт и другие.
На основании результатов геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений ЭК 1 и интервалы перфорации блокирующим составом (любым известным), например, водонабухающим полимером, рассчитанным на давление, превышающее на 10% давление продавки тампонажного раствора, например 11,0 МПа.
На устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют сверху вниз дополнительную колонну труб: башмачным патрубком 6 с радиальными отверстиями (на фиг. 1 показаны условно), обратным клапаном 7, стоп-кольцом 8, хвостовиком 9 из стальных НКТ, например, диаметром 73 на 5,5 мм (внутренний диаметр хвостовика 9 равен: 73 мм - (2⋅5,5 мм) = 62 мм), хвостовик 9 из стальных НКТ соединен посредством стальной муфты переводника 10 с колонной стеклопластиковых труб (СПТ) 11, например, также диаметром 77,7 на 8,0 мм (внутренний диаметр СПТ 11 равен: 77,7 мм - (2⋅8,0 мм) = 61,7 мм, до колонной муфты 2, т.е. устья скважины. Внутренние диаметры хвостовика 9 и СПТ 11 соизмеримы и составляют 62 и 61,7 мм. При этом колонная муфта 2 СПТ 11 посредством стальной муфты переводника 10 соединена с патрубком подгоночным 12 из стальной НКТ.
Дополнительную колонну труб спускают в нагнетательную скважину до упора на забой так, чтобы хвостовик 9 из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины. Разгрузку дополнительной колонны труб на забой нагнетательной скважины контролируют по индикатору веса (снижение показаний веса дополнительной колонны труб при разгрузке ее на забой нагнетательной скважины должно составлять не более 0,5 т = 5000 Н).
Хвостовик 9 из стальных НКТ включен в состав дополнительной колонны труб с целью вторичного вскрытия интервалов перфорации кумулятивным перфоратором после цементирования.
Далее во фланец-планшайбу 5 заворачивают цементировочную головку 13 с продавочной пробкой 14 внутри. Открывают кран 15 колонного патрубка 3 с отводом.
Обвязывают цементировочный агрегат (не показано) с патрубком цементировочной головки 13 (см. фиг. 1), на котором находится кран 16 (кран 16 открыт, кран 17 закрыт).
С помощью цементировочного агрегата производят закачку технологической жидкости, например сточной воды, плотностью 1180 кг/м3 по дополнительной колонне труб. Определяют наличие циркуляции по дополнительной колонне труб через обратный клапан 7 и радиальные отверстия башмачного патрубка 6 по выходу технологической жидкости из межколонного пространства 18 (см. фиг. 1 и 2) через кран 15 колонного патрубка 3 с отводом.
Далее на устье нагнетательной скважины готовят тампонажный раствор следующего состава:
84,45% - цемент ПЦТ-П-50;
15% - пеностекло;
0,5% - понизитель водоотдачи;
0,05% - пеногаситель.
Цемент ПЦТ-II-50 выпускается согласно ГОСТ 1581-96 «Тампонажный портландцемент типа II для низких и нормальных температур».
При реализации способа в качестве пеностекла применяют гранулированное пеностекло насыпной плотностью 400-450 кг/м3 и размерами 0,4-1,5 мм. Пеностекло состоит из оксида кремния SiO2, а остаток составляют устойчивые оксиды металлов.
Основным назначением пеностекла при реализации данного способа является его применение в качестве облегчающей добавки в тампонажном растворе при креплении дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине, что позволяет снизить плотность тампонажного раствора до плотности 1430 кг/м3 с одновременным повышением прочности на сжатие.
Плотность тампонажного раствора до 1430 кг/м3 в сравнении с плотностью цементного раствора, равной 1850 кг/м3, описанной в прототипе, позволяет снизить в полтора раза давление продавки тампонажного раствора в межколонное пространство 18 (см. фиг. 2) нагнетательной скважины, что в свою очередь обеспечивает гарантированный подъем тампонажного раствора до устья скважины. Кроме того, герметизация интервалов нарушений и интервалов перфорации скважины блокирующим составом в процессах продавки и ОЗЦ исключает поглощение тампонажного раствора в нарушения и интервалы перфорации под действием веса тампонажного раствора.
В качестве понизителя водоотдачи, например, применяют реагент для цементирования BauCem FL - полимерный понизитель водоотдачи, проявляющий свои свойства во время промысловых цементировочных работ за счет структурирования цементного теста и удерживания воды в объеме раствора. Продукт хорошо совместим с любыми классами цемента, не влияет на строки его застывания, быстро растворяется в разных затворяющих жидкостях и отличается термической стабильностью.
В качестве пеногасителя, например, применяют реагент Пента-463, эффективный для гашения пены в процессах, сопровождающихся пенообразованием.
Например, на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора, равный 20 м3, состоящий из:
- цемента ПЦТ-II-50: 20 м3 ⋅ (84,45% / 100%) = 16,89 м3;
- пеностекла: 20 м3 ⋅ (15% / 100%)=3 м3;
- понизителя водоотдачи: 20 м3 ⋅ (0,5% / 100%) = 0,1 м3;
- пеногасителя: 20 м3 ⋅ (0,05% / 100%) = 0,01 м3.
Плотность приготовленного тампонажного раствора составляет 1430 кг/м3, что контролируется ареометром на устье в процессе тампонирования.
Далее с помощью цементировочного агрегата через кран 16 (кран 16 открыт, кран 17 закрыт) патрубка цементировочной головки 13 (см. фиг. 1) в дополнительную колонну труб закачивают тампонажный раствор в расчетном объеме, например 20 м3.
Затем отворачивают фиксаторы (на фиг. 1 показано условно) цементировочной головки 13 и освобождают продавочную пробку 14.
Производят продавливание тампонажного раствора через кран 17 расчетным количеством технологической жидкости плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с. При этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора, чтобы избежать резкого повышения давления по окончании продавки в момент «СТОП», расход технологической жидкости снижают до 4 л/с.
В момент выхода цементного раствора из межтрубного пространства 18, но перед взаимодействием продавочной пробки 14 со стоп-кольцом 8 (получения момента «СТОП», т.е. резкого повышения давления продавки, например до 15,0 МПа) фиксируют давление продавки, например давление продавки составило 10,0 МПа.
После чего давление в дополнительной колонне труб снижают в два раза от значения, достигнутого при продавке, т.е. 10,0 МПа/2=5,0 МПа.
Оставляют скважину на ОЗЦ, например, на 24 часа. По окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного.
Применение данного способа по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества.
Повышается качество крепления дополнительной колонны труб из-за отсутствия уплотнительных устройств в межколонном пространстве, что обеспечивает равномерное заполнение межколонного пространства между дополнительной колонной труб и ЭК 1 тампонажным раствором по всей длине, а это способствует созданию монолитной крепи в межколонном пространстве за дополнительной колонной труб. Кроме того, пеностекло в составе тампонажного раствора при долговременной эксплуатации не изменяет своих физических свойств, стойко к агрессивным кислотам и жидкостям, непроницаемо для воды и газов, что также повышает качество крепи скважины.
Повышается надежность реализации способа, так как исключается преждевременный «СТОП» в процесс продавки (подъем тампонажного раствора в межколонном пространстве между дополнительной колонной труб и ЭК) из-за отсутствия в составе дополнительной колонны труб уплотнительных устройств, создающих дополнительные гидравлические сопротивления.
Включение в состав дополнительной колонны СПТ 11 от интервалов перфорации до устья скважины позволяет увеличить срок службы нагнетательной скважины до следующего капитального ремонта по причине того, что СПТ 1 не подвержена коррозии, возникающей в дополнительной колонне труб под действием агрессивных вод, закачиваемых в пласт через нагнетательную скважину.
Производят спуск перфоратора в дополнительную колонну труб в интервал хвостовика 9 из стальных НКТ и вторичное вскрытие интервалов перфорации скважины выполнением кумулятивной перфорации.
Затем извлекают перфоратор из дополнительной колонны труб и спускают в нее колонну гибких труб (не показано).
Промывают забой нагнетательной скважины закачкой промывочной жидкости, например сточной воды плотностью 1110 кг/м3 в двукратном объеме дополнительной колонны труб (15 м3).
После чего герметизируют колонну гибких труб на устье и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, извлекают из нагнетательной скважины колонну гибких труб и запускают нагнетательную скважину в эксплуатацию.
Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине позволяет:
- повысить качество крепления дополнительной колонны труб;
- повысить надежность реализации способа;
- обеспечить гарантированный подъем тампонажного раствора до устья скважины;
- увеличить срок службы стальных труб дополнительной колонны труб в нагнетательных скважинах.
Claims (1)
- Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине, включающий в себя этапы, на которых проводят геофизические исследования скважины для определения состояния эксплуатационной колонны, местоположений интервалов нарушений и интервалов перфорации, спускают и устанавливают компоновку дополнительной колонны труб в скважину, осуществляют подготовку расчетного объема тампонажного раствора и закачку его в дополнительную колонну труб, осуществляют продавку тампонажного раствора из дополнительной колонну труб в межколонное пространство скважины, оставляют скважину на время ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ, отличающийся тем, что после проведения геофизических исследований герметизируют интервалы нарушений и интервалы перфорации блокирующим составом, на устье нагнетательной скважины перед спуском компонуют дополнительную колонну труб, оснащенную снизу вверх башмачным патрубком с радиальными отверстиями, обратным клапаном, стоп-кольцом, хвостовиком из стальных насосно-компрессорных труб - НКТ, колонной стеклопластиковых труб до устья нагнетательной скважины и патрубком подгоночным из стальной НКТ, спускают дополнительную колонну труб в нагнетательную скважину от забоя до устья так, чтобы хвостовик из стальных НКТ размещался напротив интервала перфорации скважины, затем на устье скважины готовят расчетный объем тампонажного раствора плотностью 1430 кг/м3, состоящий из 84,45% - цемента ПЦТ-II-50, 15% - пеностекла, 0,5% - понизителя водоотдачи, 0,05% - пеногасителя, далее в дополнительную колонну труб закачивают расчетный объем тампонажного раствора и продавливают его с применением продавочной пробки технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 с расходом 10-15 л/с, при этом в процессе продавки последних 0,5 м3 тампонажного раствора расход технологической жидкости снижают до 4 л/с, при этом после выхода тампонажного раствора из межтрубного пространства, но перед взаимодействием продавочной пробки со стоп-кольцом, фиксируют давление продавки, после чего давление в дополнительной колонне труб снижают на 50-60% от значения давления продавки, оставляют скважину на ОЗЦ, по окончании времени ОЗЦ снижают давление в дополнительной колонне труб до атмосферного, производят вторичное вскрытие интервалов перфорации с использованием кумулятивной перфорации, спускают колонну гибких труб, промывают забой и определяют приемистость вскрытых интервалов перфорации, после чего запускают скважину в эксплуатацию.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017101909A RU2645695C1 (ru) | 2017-01-20 | 2017-01-20 | Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017101909A RU2645695C1 (ru) | 2017-01-20 | 2017-01-20 | Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2645695C1 true RU2645695C1 (ru) | 2018-02-27 |
Family
ID=61258825
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017101909A RU2645695C1 (ru) | 2017-01-20 | 2017-01-20 | Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2645695C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2763560C1 (ru) * | 2021-07-09 | 2021-12-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ цементирования стеклопластиковых обсадных труб и устройство для его осуществления |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4538684A (en) * | 1984-04-09 | 1985-09-03 | Shell Western F&P Inc. | Repair of shallow casing leaks in oil wells |
| RU2386779C1 (ru) * | 2009-01-30 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны |
| RU2498045C1 (ru) * | 2012-05-29 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
| RU2515739C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны |
| RU2568198C1 (ru) * | 2014-09-18 | 2015-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ цементирования дополнительной колонны при капитальном ремонте скважины |
-
2017
- 2017-01-20 RU RU2017101909A patent/RU2645695C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4538684A (en) * | 1984-04-09 | 1985-09-03 | Shell Western F&P Inc. | Repair of shallow casing leaks in oil wells |
| RU2386779C1 (ru) * | 2009-01-30 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта обсадной колонны в скважине с дефектным участком и внутренним сужением обсадной колонны |
| RU2498045C1 (ru) * | 2012-05-29 | 2013-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
| RU2515739C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины с дефектным участком со смещением обсадной колонны |
| RU2568198C1 (ru) * | 2014-09-18 | 2015-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ цементирования дополнительной колонны при капитальном ремонте скважины |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2763560C1 (ru) * | 2021-07-09 | 2021-12-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ цементирования стеклопластиковых обсадных труб и устройство для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104695927B (zh) | 一种连续油管与生产油管组合管串压裂与完井一体化方法 | |
| US20040177962A1 (en) | Reverse circulation cementing system and method | |
| CN104564001B (zh) | 水平井多簇压裂的方法及实施该方法的多簇射孔压裂管柱 | |
| RU2354803C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| CN111119828B (zh) | 利用氮气泡沫压裂液对煤层气藏进行压裂的方法 | |
| RU2645695C1 (ru) | Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине | |
| RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| CN112360368B (zh) | 油井堵水方法 | |
| CN112855070A (zh) | 一种井筒完整性治理的方法 | |
| RU2615188C1 (ru) | Способ ступенчатого цементирования скважины | |
| RU2441975C1 (ru) | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин | |
| RU2644360C1 (ru) | Способ установки цементного моста в скважине | |
| US2014563A (en) | Process for plugging back or bridging wells | |
| GB2346398A (en) | Liner assembly and method of running the same | |
| US2801077A (en) | Recovery of lost circulation in a drilling well | |
| WO2021249499A1 (zh) | 井筒分段作业方法和用于该方法的胶塞 | |
| RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| CN103470233A (zh) | 一种稠油油藏天然气吞吐采油工艺系统及采油方法 | |
| RU2626495C1 (ru) | Способ промывки проппанта из колонны труб и призабойной зоны скважины после гидроразрыва пласта | |
| CN208330249U (zh) | 一种膨胀管悬插修复工具 | |
| RU2498047C1 (ru) | Способ приготовления тампонажной композиции в скважине | |
| CN111058792A (zh) | 一种免连续油管射孔免带压作业完井装置及方法 | |
| RU2364702C1 (ru) | Способ экспресс-ремонта по восстановлению герметичности газоводонефтепроявляющих скважин | |
| CN215595555U (zh) | 一趟管柱卡封填充一体化装置 | |
| RU2622961C1 (ru) | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта |