RU2792128C1 - Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells - Google Patents
Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2792128C1 RU2792128C1 RU2022110470A RU2022110470A RU2792128C1 RU 2792128 C1 RU2792128 C1 RU 2792128C1 RU 2022110470 A RU2022110470 A RU 2022110470A RU 2022110470 A RU2022110470 A RU 2022110470A RU 2792128 C1 RU2792128 C1 RU 2792128C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cementing
- cement slurry
- injection
- conductor
- casing string
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к способу цементирования обсадной колонны, а именно кондуктора, технической колонны в стволе скважины. Изобретение применительно к сложным горно-геологическим условиям, где геологический разрез под кондуктор, под техническую колонну представлен трещиноватыми и кавернозными породами, например, доломитами, характеризующимися интенсивными или полными поглощениями промывочной жидкости, например, технической воды, с частичной циркуляцией промывочной жидкости или полным ее отсутствием при проводке ствола скважины.The present invention relates to the oil and gas industry, to a method for cementing a casing string, namely a conductor, a technical string in a wellbore. The invention is applied to complex mining and geological conditions, where the geological section under the conductor, under the technical column is represented by fractured and cavernous rocks, for example, dolomites, characterized by intense or complete absorption of flushing fluid, for example, process water, with partial circulation of flushing fluid or its complete absence when drilling a wellbore.
Для цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин в несложных горно-геологических условиях традиционно применяют прямой способ закачки тампонажного раствора нормальной плотности или облегченного, либо последовательно двух тампонажных растворов, нормальной плотности и облегченного, включающий в себя последовательную закачку в скважину через колонну обсадных труб: буферной жидкости; тампонажных растворов; жидкости продавки тампонажного раствора в затрубное пространство, с продавочной пробкой до момента «стоп». Однако такой способ не обеспечивает требуемого качества цементирования в сложных горно-геологических условиях.For cementing a conductor, a technical string during well construction in simple mining and geological conditions, a direct method of pumping a cement slurry of normal density or lightweight, or successively two cement slurries, normal density and lightweight, is traditionally used, which includes sequential injection into the well through a casing string: buffer liquid; grouting solutions; liquids for squeezing the cement slurry into the annulus, with a squeezing plug until the “stop” moment. However, this method does not provide the required quality of cementing in difficult mining and geological conditions.
Некоторые из известных способов основаны только на обратном способе закачки, контролируемом косвенными методами, такими как измерение давления на устье или расхода воздуха. Однако в описанных сложных горно-геологических условиях применение подобных способов может привести к наличию интервалов в заколонном пространстве, характеризующихся отсутствием сцепления цементного камня с обсадной колонной, или полным отсутствием цементного камня в заколонном пространстве из-за поглощения.Some of the known methods are based only on the reverse injection method, controlled by indirect methods, such as measuring the wellhead pressure or air flow. However, in the described complex mining and geological conditions, the use of such methods can lead to the presence of intervals in the annulus, characterized by the lack of adhesion of cement stone to the casing, or the complete absence of cement stone in the annulus due to absorption.
Известны также способы ступенчатого цементирования, цементирования с применением дополнительных технических устройств, которые усложняют технологию, увеличивают сроки и стоимость строительства скважин, но также не решают проблему с поглощением тампонажного раствора. Аэрированные тампонажные растворы и облегченные тампонажные растворы, в том числе с микросферами, не позволяют получить механически прочный непроницаемый цементный камень, зачастую имеют более длительные сроки схватывания, а их плотность в любом случае предполагает существенное превышение гидростатического давления столба воды.There are also known methods of staged cementing, cementing with the use of additional technical devices that complicate the technology, increase the time and cost of well construction, but also do not solve the problem with the absorption of cement slurry. Aerated cement slurries and lightweight cement slurries, including those with microspheres, do not make it possible to obtain a mechanically strong impermeable cement stone, often have longer setting times, and their density in any case implies a significant excess of the hydrostatic pressure of the water column.
Известен способ обратного цементирования обсадной колонны, согласно которому в затрубное пространство закачивают тампонажный раствор с одновременным выпуском промывочной жидкости из обсадной колонны на устье (первый этап), затем закачивают дополнительную порцию тампонажного раствора в объеме поглощения, равную объему поглощения тампонажного раствора в период его продвижения ниже зоны поглощения при обратной продавке и объема дополнительного столба тампонажного раствора в обсадной колонне выше цементного стакана (второй этап), высоту которого определяют дважды по приведенным формулам и уточняют при контроле положения тампонажного раствора по окончании обратной закачки для определения объема продавочной жидкости второго этапа цементирования - прямой закачки, а последнюю порцию тампонажного раствора в объеме интервала заколонного пространства до поглощающего пласта закачивают с меньшими сроками схватывания, чем предыдущие порции тампонажного раствора, но больше времени первого этапа цементирования - обратной закачки (см. патент SU 1749445). Такой способ для описанных сложных горно-геологических условий не приведет к повышению качества цементирования, поскольку тампонажный раствор первого этапа цементирования и во время второго этапа цементирования будет продолжать перемещаться из затрубного пространства в зону поглощения, оставляя часть пространства без цемента, а фактическое состояние заполнения цементом затрубного и трубного пространств будет отличаться от расчетного, что приведет к нарушению всей сложной технологии, предусматривающей как последовательные этапы закачки (обратный и прямой способы) сопровождающиеся оперативными расчетами и возможными корректировками, так и разные сроки схватывания тампонажного раствора.There is a known method for reverse cementing a casing string, according to which cement slurry is pumped into the annulus with simultaneous release of drilling fluid from the casing string to the wellhead (first stage), then an additional portion of the cement slurry is pumped in the absorption volume equal to the absorption volume of the cement slurry during its advancement below absorption zones during reverse squeezing and the volume of an additional column of cement slurry in the casing string above the cement sheath (second stage), the height of which is determined twice according to the above formulas and specified when controlling the position of the cement slurry after the end of re-injection to determine the volume of the displacement fluid of the second stage of cementing - direct injection, and the last portion of the cement slurry in the volume of the interval of the annulus to the absorbing formation is pumped with a shorter setting time than the previous portions of the cement slurry, but longer than the first stage cement tying - reinjection (see. patent SU 1749445). Such a method for the described complex mining and geological conditions will not lead to an increase in the quality of cementing, since the cement slurry of the first stage of cementing and during the second stage of cementing will continue to move from the annular space to the absorption zone, leaving part of the space without cement, and the actual state of filling the annulus with cement and pipe spaces will differ from the calculated one, which will lead to a violation of the entire complex technology, which provides for both successive stages of injection (reverse and direct methods) accompanied by operational calculations and possible adjustments, as well as different setting times for the cement slurry.
Известен способ цементирования обсадных колонн, согласно которому перед подачей вяжущих смесей, заменяющих по назначению тампонажный раствор, из заколонного и внутри колонного пространств скважины удаляют промывочную жидкость, перекрывают внутриколонное пространство по всему сечению в призабойной зоне, после чего вяжущие смеси подают в заколонное пространство порциями с подачей последующей порции после схватывания предыдущей и определения высоты ее подъема, при этом вяжущие смеси с наполнителями подают в интервалы поглощающих пластов, а в течение всего процесса подачи вяжущих смесей внутриколонное пространство периодически заполняют технологической жидкостью с условием допустимого превышения давления в заколонном пространстве над внутри-колонным в период схватывания очередной порции вяжущей смеси (см. патент RU 2061840). Такой способ для описанных сложных горно-геологических условий не приведет к повышению качества цементирования, поскольку в интервалах кондукторов, технических колонн при попытке удаления промывочной жидкости из заколонного пространства оно заполняется пластовой водой по причине водонасыщенности и проницаемости пластов горных пород. Приток пластовой воды может ухудшать качество или полностью вытеснять вяжущую смесь из поглощающих пластов. Кроме того, способ предусматривает увеличение времени строительства скважины, что приводит к удорожанию.A known method for cementing casing strings, according to which, before supplying binder mixtures that replace the cement slurry as intended, flushing fluid is removed from the annulus and inside the column spaces of the well, the intracasing space is blocked over the entire section in the bottomhole zone, after which the binder mixtures are fed into the annular space in portions with by supplying the next portion after setting the previous one and determining the height of its rise, while the binder mixtures with fillers are fed into the intervals of the absorbing layers, and during the entire process of supplying the binder mixtures, the intrastring space is periodically filled with process fluid with the condition of an allowable pressure excess in the annular space above the intrastring during the setting period of the next portion of the binder mixture (see patent RU 2061840). Such a method for the described complex mining and geological conditions will not lead to an increase in the quality of cementing, since in the intervals of conductors, technical columns, when trying to remove the flushing fluid from the annulus, it is filled with formation water due to water saturation and permeability of rock formations. Formation water inflow can degrade the quality or completely displace the binder mixture from absorbing formations. In addition, the method provides for an increase in the well construction time, which leads to an increase in the cost.
Известен способ цементирования скважин в условиях поглощения, который принят за прототип, включающий закачку технологической жидкости пониженной плотности до создания избыточного давления на устье и тампонажного раствора с последующим их продавливанием, отличающийся тем, что, с целью повышения качества цементирования, в момент подъема тампонажного раствора до зоны поглощения (прямым способом закачки) в затрубное пространство дополнительно (обратным способом закачки) закачивают технологическую жидкость пониженной плотности в течение времени цементирования обсадной колонны до зоны поглощения, а после затвердевания тампонажного раствора ниже зоны поглощения производят цементирование остальной части обсадной колонны выше зоны поглощения обратным способом закачки (см. патент SU 933944). Такой способ для описанных сложных горно-геологических условий не приведет к повышению качества цементирования, поскольку технологическая жидкость пониженной плотности будет постоянно дренироваться в зону поглощения без создания избыточного давления. Кроме того, встречная закачка технологической жидкости пониженной плотности будет ухудшать качество тампонажного раствора разбавляя его.There is a known method of cementing wells under absorption conditions, which is taken as a prototype, including the injection of a low-density process fluid to create excessive pressure on the wellhead and cement slurry, followed by their pushing, characterized in that, in order to improve the quality of cementing, at the time of lifting the cement slurry to loss zone (direct injection method) additionally (reverse injection method) low-density process fluid is pumped into the annulus during the cementing time of the casing string to the loss zone, and after the cement slurry has solidified below the loss zone, the rest of the casing string above the loss zone is cemented in the reverse way injection (see patent SU 933944). Such a method for the described complex mining and geological conditions will not lead to an increase in the quality of cementing, since the low-density process fluid will constantly drain into the absorption zone without creating excess pressure. In addition, counter-injection of low-density process fluid will degrade the quality of the cement slurry by diluting it.
Задачей изобретения является повышение качества цементирования, которое определяется по показателю качества контакта цементного камня с обсадной колонной на основе интерпретации акустической цементометрии.The objective of the invention is to improve the quality of cementing, which is determined by the quality of the contact of the cement stone with the casing string based on the interpretation of acoustic cement logging.
Поставленная задача решается благодаря тому, что в предложенном способе цементирования, включающем прямой и обратный способы закачки тампонажного раствора, предусмотрены следующие отличия: при прямом способе закачки после буферной жидкости используют тампонажный раствор нормальной плотности, и, в случае невыхода тампонажного раствора на устье скважины, закачивают обратным способом тампонирующую систему с мгновенной фильтрацией, затем закачивают тампонажный раствор нормальной плотности, до заполнения затрубного пространства до устья скважины, выполняя все этапы в рамках одной технологической операции без ожидания затвердевания после прямой закачки.The problem is solved due to the fact that in the proposed method of cementing, including direct and reverse methods of pumping the cement slurry, the following differences are provided: in the direct method of injection, after the buffer liquid, a cement slurry of normal density is used, and, if the cement slurry does not come out at the wellhead, plugging system with instant filtration in the reverse way, then normal density plugging slurry is pumped until the annulus is filled to the wellhead, performing all stages within one technological operation without waiting for solidification after direct injection.
Сущность предложенного способа цементирования обсадной колонны, а именно кондуктора, технической колонны, после установления в ствол скважины обсадной колонны и подготовки и присоединения к оборудованию устья скважины необходимого технологического оборудования для цементирования, заключается в выполнении следующих последовательных этапов:The essence of the proposed method for cementing a casing string, namely a conductor, a technical string, after installing a casing string in the wellbore and preparing and connecting the necessary technological equipment for cementing to the wellhead equipment, is to perform the following successive steps:
- последовательно закачивают в скважину через колонну обсадных труб (прямым способом закачки): буферную жидкость, например, техническую воду; тампонажный раствор нормальной плотности, причем объем тампонажного раствора рассчитывается, исходя из заполнения всего объема пространства между обсадной колонной и стенкой скважины с учетом коэффициента кавернозности от башмака до устья; в расчетном объеме жидкость продавки тампонажного раствора, например, техническую воду, с продавочной пробкой до момента «стоп»;- sequentially pumped into the well through the casing string (direct injection method): buffer liquid, for example, process water; cement slurry of normal density, wherein the volume of the cement slurry is calculated based on the filling of the entire volume of space between the casing string and the well wall, taking into account the cavernousness coefficient from the shoe to the wellhead; in the estimated volume, the liquid for squeezing the cement slurry, for example, technical water, with a squeezing plug until the “stop” moment;
- в случае невыхода тампонажного раствора из пространства между обсадной колонной и стенкой скважины на устье скважины, через устройство встречного цементирования определяют наличие приемистости в затрубном пространстве; закачивают обратным способом закачки тампонирующую систему с мгновенной фильтрацией; и затем, руководствуясь условием не превышения допустимого давления, закачивают и продавливают объем тампонажного раствора нормальной плотности до заполнения затрубного пространства до устья скважины.- in case of non-exit of the cement slurry from the space between the casing string and the well wall at the wellhead, the presence of injectivity in the annulus is determined through the counter cementing device; pumping back plugging system with instantaneous filtration; and then, guided by the condition of not exceeding the allowable pressure, the volume of cement slurry of normal density is pumped and forced until the annulus is filled up to the wellhead.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими примерами.The essence of the invention is illustrated by the following examples.
Пример 1. При бурении скважины в карбонатном разрезе на глубине 188 м произошла потеря циркуляции и поглощение промывочной жидкости, (в качестве промывочной жидкости использовали пресный полимерглинистый буровой раствор). Перешли на бурение с использованием технической воды в качестве промывочной жидкости. Дальнейшее бурение до проектного забоя осуществлялось с частичным поглощением промывочной жидкости.Example 1. When drilling a well in a carbonate section at a depth of 188 m, there was a loss of circulation and absorption of drilling fluid (fresh polymer clay drilling fluid was used as the flushing fluid). We switched over to drilling with process water as a drilling fluid. Further drilling up to the design bottomhole was carried out with partial absorption of drilling fluid.
Глубина скважины перед спуском кондуктора равна 815 м. Глубина спуска кондуктора диаметром 245 мм - 809 м. Подготовили и присоединили к оборудованию устья скважины необходимое технологическое оборудование для цементирования.The depth of the well before running the conductor is 815 m. The depth of running the conductor with a diameter of 245 mm is 809 m. The necessary technological equipment for cementing was prepared and attached to the wellhead equipment.
Подготовили и последовательно закачали прямым способом: буферную жидкость (использовали техническую воду) в объеме 3 м3; тампонажный раствор на основе портландцемента тампонажного марки ПЦТ I-50 плотностью 1850 кг/м3 в объеме 44 м3 (из них последние 4 м3 обработано хлоридом кальция); жидкость продавки (использовали техническую воду) в объеме 32 м3 с продавочной пробкой. Рабочее давление закачки равно 6,0 МПа, давление «стоп» - 8,2 МПа. На устье скважины выхода тампонажного раствора не было.Prepared and sequentially pumped in a direct way: buffer liquid (used industrial water) in a volume of 3 m 3 ; grouting slurry based on grouting Portland cement grade PCT I-50 with a density of 1850 kg/m 3 in a volume of 44 m 3 (of which the last 4 m 3 are treated with calcium chloride); squeezing liquid (technical water was used) in a volume of 32 m 3 with a squeezing plug. The working injection pressure is 6.0 MPa, the stop pressure is 8.2 MPa. There was no cement slurry outlet at the wellhead.
Через устройство встречного цементирования определили наличие приемистости пространства между обсадной колонной и стенкой скважины. Подготовили и последовательно закачали обратным способом: тампонирующую систему с мгновенной фильтрацией, в объеме 3 м3; тампонажный раствор на основе портландцемента тампонажного марки ПЦТ I-50 плотностью 1850 кг/м3 в объеме 12 м3 (обработан хлоридом кальция и тампонажным гипсом); жидкость продавки (использовали техническую воду) в объеме 0,2 м3. Наибольшее давление продавки по завершении закачки было равно 3,0 МПа, что ниже максимально допустимого давления, равного 4,0 МПа.Through the counter cementing device, the presence of injectivity of the space between the casing string and the well wall was determined. Prepared and sequentially pumped in the reverse way: plugging system with instant filtration, in a volume of 3 m 3 ; grouting slurry based on Portland cement grouting grade PCT I-50 with a density of 1850 kg/m 3 in a volume of 12 m 3 (treated with calcium chloride and grouting gypsum); squeezing liquid (technical water was used) in a volume of 0.2 m 3 . The highest displacement pressure upon completion of injection was 3.0 MPa, which is lower than the maximum allowable pressure of 4.0 MPa.
Контроль процесса цементирования осуществлялся в полевой лаборатории с использованием общеизвестных стандартных методик, лабораторных приборов и оборудования.The cementing process was controlled in the field laboratory using well-known standard methods, laboratory instruments and equipment.
По результату оценки качества цементирования, выполненной с помощью геофизических методов, показатель качества контакта цементного камня с обсадной колонной равен 0,825.According to the result of cementing quality assessment performed using geophysical methods, the cement stone-casing contact quality index is 0.825.
Пример 2. При бурении скважины в карбонатном разрезе на глубине 145 м произошло частичное поглощение промывочной жидкости (в качестве промывочной жидкости использовали пресный полимерглинистый буровой раствор), интенсивностью 20 м3/ч. Перешли на бурение с использованием технической воды в качестве промывочной жидкости. Дальнейшее бурение до проектного забоя осуществлялось с частичным поглощением промывочной жидкости.Example 2. When drilling a well in a carbonate section at a depth of 145 m, a partial absorption of the flushing fluid occurred (fresh polymer clay drilling fluid was used as the flushing fluid), with an intensity of 20 m 3 /h. We switched over to drilling with process water as a drilling fluid. Further drilling up to the design bottomhole was carried out with partial absorption of drilling fluid.
Глубина скважины перед спуском кондуктора равна 840 м. Глубина спуска кондуктора диаметром 245 мм - 831 м. Подготовили и присоединили к оборудованию устья скважины необходимое технологическое оборудование для цементирования.The depth of the well before running the conductor is 840 m. The depth of running the conductor with a diameter of 245 mm is 831 m. The necessary technological equipment for cementing was prepared and attached to the wellhead equipment.
Подготовили и последовательно закачали прямым способом: буферную жидкость (использовали техническую воду) в объеме 3 м3; тампонажный раствор на основе портландцемента тампонажного марки ПЦТ I-50 плотностью 1850 кг/м3 в объеме 47 м3 (из них последние 4 м3 обработано хлоридом кальция); жидкость продавки (использовали техническую воду) в объеме 33 м3 с продавочной пробкой. Рабочее давление закачки равно 7,8 МПа, давление «стоп» - 10,5 МПа. На устье скважины выхода тампонажного раствора не было.Prepared and sequentially pumped in a direct way: buffer liquid (used industrial water) in a volume of 3 m 3 ; grouting slurry based on grouting Portland cement grade PCT I-50 with a density of 1850 kg/m 3 in a volume of 47 m 3 (of which the last 4 m 3 are treated with calcium chloride); squeezing liquid (technical water was used) in a volume of 33 m 3 with a squeezing plug. The working injection pressure is 7.8 MPa, the stop pressure is 10.5 MPa. There was no cement slurry outlet at the wellhead.
Через устройство встречного цементирования определили наличие приемистости пространства между обсадной колонной и стенкой скважины. Подготовили и последовательно закачали обратным способом: тампонирующую систему с мгновенной фильтрацией, в объеме 3 м3; тампонажный раствор на основе портландцемента тампонажного марки ПЦТ I-50 плотностью 1850 кг/м3 в объеме 2 м3 (обработан хлоридом кальция и тампонажным гипсом); жидкость продавки (использовали техническую воду) в объеме 0,2 м3. Наибольшее давление продавки по завершении закачки было равно 3,0 МПа, что ниже максимально допустимого давления, равного 4,0 МПа.Through the counter cementing device, the presence of injectivity of the space between the casing string and the well wall was determined. Prepared and sequentially pumped in the reverse way: plugging system with instant filtration, in a volume of 3 m 3 ; grouting slurry based on Portland cement grouting brand PCT I-50 with a density of 1850 kg/m 3 in a volume of 2 m 3 (treated with calcium chloride and grouting gypsum); squeezing liquid (technical water was used) in a volume of 0.2 m 3 . The highest displacement pressure upon completion of injection was 3.0 MPa, which is lower than the maximum allowable pressure of 4.0 MPa.
Контроль процесса цементирования осуществлялся в полевой лаборатории с использованием общеизвестных стандартных методик, лабораторных приборов и оборудования.The cementing process was controlled in the field laboratory using well-known standard methods, laboratory instruments and equipment.
По результату оценки качества цементирования, выполненной с помощью геофизических методов, показатель качества контакта цементного камня с обсадной колонной равен 0,815.According to the result of cementing quality assessment performed using geophysical methods, the cement stone-casing contact quality index is 0.815.
Таким образом, предлагается новый способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин позволяющий повысить качество цементирования в сложных горно-геологических условиях по отношению к применяемому ранее способу.Thus, a new method of cementing a conductor, a technical string during well construction is proposed, which makes it possible to improve the quality of cementing in difficult mining and geological conditions in relation to the previously used method.
Предлагаемый новый способ, при сравнении с известными, имеет следующие преимущества:The proposed new method, when compared with the known ones, has the following advantages:
- если некоторый объем тампонажного раствора при прямой закачке разместится в горной породе, в области поглощения, то этот объем полностью или частично изолирует поглощающую область, и будет компенсирован при обратной закачке, так как полная изоляция поглощающей области будет завершена с помощью тампонирующей системы с мгновенной фильтрацией, и при стандартной оснащенности цементировочного звена возможна закачка обратным способом необходимого объема тампонажного раствора до достижения заполнения объема пространства между обсадной колонной и стенкой скважины;- if a certain volume of cement slurry during direct injection is located in the rock, in the loss zone, then this volume will completely or partially isolate the absorber zone, and will be compensated during reinjection, since the complete isolation of the absorber zone will be completed using a plugging system with instant filtration , and with the standard equipment of the cementing link, it is possible to reverse pump the required volume of cement slurry until the volume of space between the casing string and the well wall is filled;
- все этапы способа последовательно выполняются за один подход к скважине, в рамках одной технологической операции цементирования, без ожидания затвердевания после прямой закачки;- all stages of the method are sequentially performed in one approach to the well, within the framework of one technological operation of cementing, without waiting for solidification after direct injection;
- используется тампонажный раствор нормальной плотности, наиболее оптимальный с экономической и технологической точек зрения, имеющий лучшие вязкость и срок схватывания, характеризующийся прочным непроницаемым цементным камнем;- a cement slurry of normal density is used, the most optimal from an economic and technological point of view, having the best viscosity and setting time, characterized by a strong impermeable cement stone;
- не требуются специально разработанное дополнительное оборудование;- no specially designed additional equipment is required;
- снижается вероятность разбавления тампонажного раствора пластовыми водами и ухудшения его качеств;- the probability of dilution of the cement slurry with formation waters and deterioration of its qualities is reduced;
- интервал под обсадную колонну при интенсивных поглощениях можно добурить используя техническую воду в качестве промывочной жидкости, без применения дополнительных изоляционных работ.- the interval under the casing in case of intensive loss can be drilled using process water as a flushing fluid, without the use of additional isolation work.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2792128C1 true RU2792128C1 (en) | 2023-03-16 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU933944A1 (en) * | 1980-11-12 | 1982-06-07 | Волгоградский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of cementing wells under saturation conditions |
| SU1749445A1 (en) * | 1989-12-11 | 1992-07-23 | Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола | Method for reverse casing cementing |
| RU2061840C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-06-10 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья | Method for cementing casing strings |
| RU2081996C1 (en) * | 1994-09-28 | 1997-06-20 | Научно-производственное предприятие "Азимут" | Method for cementation of casing string |
| RU2241819C1 (en) * | 2003-05-28 | 2004-12-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерное общество "Газпром" | Method for stepped cementation of well in highly penetrable gas-saturated collectors |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU933944A1 (en) * | 1980-11-12 | 1982-06-07 | Волгоградский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of cementing wells under saturation conditions |
| SU1749445A1 (en) * | 1989-12-11 | 1992-07-23 | Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола | Method for reverse casing cementing |
| RU2061840C1 (en) * | 1993-06-17 | 1996-06-10 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья | Method for cementing casing strings |
| RU2081996C1 (en) * | 1994-09-28 | 1997-06-20 | Научно-производственное предприятие "Азимут" | Method for cementation of casing string |
| RU2241819C1 (en) * | 2003-05-28 | 2004-12-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерное общество "Газпром" | Method for stepped cementation of well in highly penetrable gas-saturated collectors |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЗВАРЫГИН В.И. "Тампонажные смеси", Красноярск, СФУ, 2014, с.22. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
| RU2410514C1 (en) | Method for well construction | |
| US5484018A (en) | Method for accessing bypassed production zones | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
| RU2576416C1 (en) | Method to fix process wells of underground storages of gaseous and liquid hydrocarbons (versions) | |
| RU2615188C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2519262C1 (en) | Method of formation isolation with cement-silicate mud | |
| RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
| RU2484241C2 (en) | Gas well completion method | |
| RU2618538C1 (en) | Procedure for water shutoff treatment in well | |
| RU2811127C1 (en) | Method for killing well with fiberglass casing | |
| RU2536904C1 (en) | Elimination of well water production | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2067158C1 (en) | Method for reverse cementing of casing in well | |
| RU2775319C1 (en) | Well cementing method under conditions of abnormally low reservoir pressures | |
| RU2728170C1 (en) | Cementing method of well | |
| RU2794105C1 (en) | Method for isolating water inflows in gas wells with a sub-horizontal wellbore end | |
| RU2713540C2 (en) | Casing string cementing method |