RU2509873C1 - Sealing method of production string - Google Patents
Sealing method of production string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2509873C1 RU2509873C1 RU2012142075/03A RU2012142075A RU2509873C1 RU 2509873 C1 RU2509873 C1 RU 2509873C1 RU 2012142075/03 A RU2012142075/03 A RU 2012142075/03A RU 2012142075 A RU2012142075 A RU 2012142075A RU 2509873 C1 RU2509873 C1 RU 2509873C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- production string
- tool
- landing
- upper packer
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for sealing a production casing.
Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU 2116432, МПК Е21В 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.A known method of restoring the tightness of production casing (patent RU 2116432, IPC ЕВВ 33/13, published in bulletin No. 21 dated 07/27/1998), including the preparation and injection into the well of plugging mixtures, including cement mortar, selling them for the column in the interval leaks production casing.
Недостаток данного способа заключается в том, что закачка цементного раствора недостаточно обеспечивает восстановление герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.The disadvantage of this method is that the injection of cement does not sufficiently ensure the restoration of the tightness of the production string, therefore, with increased injectivity of the leakage interval, the success of insulation work does not exceed 20%.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК Е21В 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, по концам которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.The closest in technical essence to the proposed one is a method of sealing a production casing and shutting down the formations (patent RU No. 2215122, IPC ЕВВ 33/122, published in bulletin No. 30 dated 10.27.2003), including the installation of two packers using the landing tool : upper and lower, connecting them together with a pipe, at the same time first install a lower packer with a polished sleeve below the sealing interval, but above the reservoir, and then lower the second packer with a pipe attached to it, at the end of which After plunger, insert the plunger into the sleeve of the lower packer and plant the upper packer. Also, the method of sealing the production casing involves installing two packers using the landing tool: the upper and lower, connecting them to each other with a pipe, first putting both packers equipped with bushings in the well, and then lowering the pipe, the ends of which are plungers, the lower packer set above the reservoir.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колонны;- firstly, the complexity of the technological process of sealing the production string associated with several tripping operations during the sealing of the production string;
- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего пакера в процессе проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны, что снижает качество и увеличивает время проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны;- secondly, the impossibility of determining the tightness of the upper packer during the work on sealing the production casing, which reduces the quality and increases the time it takes to seal the production casing;
- в-третьих, в случае негерметичной посадки верхнего пакера для извлечения двухпакерной компоновки требуется привлечение дополнительных технических средств.- thirdly, in case of an unpressurized landing of the upper packer, additional technical means are required to extract the two-packer arrangement.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности реализации способа за счет обеспечения герметичности эксплуатационной колонны и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of the implementation of the method by ensuring the tightness of the production string and the simplification of the technological process of the method in one round trip.
Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.The stated technical problems are solved by the method of sealing the production casing, including the descent into the production casing of the well of two packers interconnected by a pipe on the landing tool, their landing in the production casing above and below the leakage interval, followed by removal of the landing tool.
Новым является то, что до возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбором проб производят анализ химического состава пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее производят посадку пакеров, затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от посадочного инструмента и сообщает внутренние пространства посадочного инструмента с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера, затем свабированием по посадочному инструменту снижают уровень жидкости в скважине над верхним пакером и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию и отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости, сопоставлением результатов анализов химического состава пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.What is new is that before leakage of the production string occurs, sampling analyzes the chemical composition of the formation fluid, then at the wellhead the following arrangement is collected from the bottom up: the lower packer, pipe, upper packer, left sub, dividing valve, the assembly is lowered onto the landing tool in the interval of leakage of the production string, then packers are planted, then the isolation valve is actuated, which hydraulically separates the assembly from the pos the bottom tool and reports the interior spaces of the landing tool with the annulus of the well above the upper packer, then swabbing the landing tool reduces the liquid level in the well above the upper packer and determines the tightness of the landing of the upper packer, when the upper packer is not sealed, tear off the packers and extract the entire layout for revision, after which the above operations are repeated until the upper packer is seated tightly, while the upper packer is sealed tightly rotate clockwise tree, the planting tool from the wellhead and the landing tool with the separation valve and the left sub is turned off, the landing tool with the separation valve and the left sub is removed from the production casing to the surface, the well is put into operation and sampling is performed to re-analyze the chemical composition of the formation fluid, comparing the analysis results the chemical composition of the reservoir fluid in the initial and repeated samples determine the tightness of the lower packer landing, with bliss metichnoy landing lower packer operate resealing the production tubing, as described above, from the shutter assembly into the production tubing leaking interval to determine the tightness of fit of the lower packer.
На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.Figure 1-4 schematically and sequentially shows the proposed method of sealing a production casing.
Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в добывающей скважине следующим образом.The method of sealing the production string is implemented in the production well as follows.
До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны, например 146 мм, эксплуатационной колонны производят анализ химического состава пластовой жидкости. Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости и производят анализ ее химического состава.Before leakage of the production string, for example 146 mm, of the production string, the chemical composition of the formation fluid is analyzed. To do this, at the wellhead, a sample of the produced formation fluid is taken and its chemical composition is analyzed.
После появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер 1 (см. фиг.1), труба 2, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 89 мм, длину которой выбирают больше протяженности 3 интервала негерметичности 3', 3"…3n по эксплуатационной колонне 4. Например, протяженность 3 интервала негерметичности 3', 3"…3" по эксплуатационной колонне 4 находится в интервале 1240-1470 м, т.е. составляет 230 м, поэтому длину НКТ выбирают длиной, например, 250 м. Далее на трубу 2 наворачивают верхний пакер 5.After the appearance of leaks at the wellhead, the following arrangement is assembled from the bottom up: the bottom packer 1 (see Fig. 1),
Затем на верхний пакер 5 наворачивают левый переводник 6, на который сверху крепят разделительный клапан 7. Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 8 в интервал негерметичности эксплуатационной колонны 4. В качестве посадочного инструмента 8 применяют колонну НКТ, например, диаметром 73 мм.Then, the
В качестве разделительного клапана 7 применяют любое известное устройство, например, устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2234589, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г. или патент RU №2282017, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2006 г.).As a dividing
Например, для герметизации 146 мм эксплуатационной колонны в нее спускают компоновку: нижний пакер 1 - пакер марки ПРО-ЯМО2-122, верхний пакер 5 - пакер марки ПРО-ЯДЖ-О-122, выпускаемые НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация), колонна НКТ длиной 250 м и диаметром 89 мм, установленная между пакерами 1 и 5. Производят спуск компоновки на посадочном инструменте 8 (см. фиг.1) в скважину и размещают пакеры 1 и 5 в интервале негерметичности эксплуатационной колонны 4 (между нарушениями 3'…3n). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например, 120 кН.For example, to seal 146 mm of the production casing, the layout is lowered into it: the lower packer 1 - the packer of the PRO-YAMO2-122 brand, the upper packer 5 - the packer of the PRO-YaJ-O-122 brand, manufactured by NPF Packer (Oktyabrsky, Republic Bashkortostan, Russian Federation), a tubing string with a length of 250 m and a diameter of 89 mm installed between
Осевыми перемещениями посадочного инструмента 8 производят посадку нижнего 1 и верхнего 5 пакеров (см. фиг.2). Приводят в действие разделительный клапан 7, который гидравлически разделяет двухпакерную компоновку от посадочного инструмента 8. Для этого сбрасывают внутрь посадочного инструмента 8 металлический шар 9 (см. фиг.3), который садится на седло втулки 10 разделительного клапана 7. Втулка 10 (см. фиг.2 и 3) в начальном положении герметично перекрывает радиальные отверстия 11 корпуса разделительного клапана 7 и зафиксирована срезным элементом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).Axial movements of the
После посадки металлического шара 9 (см. фиг.3) на седло втулки 10, закачкой в посадочный инструмент 8 насосным агрегатом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), например ЦА-320, технологической жидкости, например, пресной воды плотностью 1000 кг/м3, создают внутри посадочного инструмента 8 (см. фиг.3) избыточное давление жидкости, например, 8 МПа. В результате разрушается срезной элемент, втулка 10 перемещается вниз и фиксируется относительно корпуса разделительного клапана 7 стопорным кольцом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), при этом открываются радиальные отверстия 11 (см. фиг.3) корпуса разделительного клапана 7, сообщающие межколонное пространствоAfter planting a metal ball 9 (see Fig. 3) on the saddle of the
12 эксплуатационной колонны 4 выше верхнего пакера 5 с внутренним пространством посадочного инструмента 8.12
Далее свабированием по посадочному инструменту 8 снижают уровень жидкости (пластовой и технологической) в эксплуатационной колонне 4 спуском сваба с привлечением любого известного геофизического подъемника, предназначенного для свабирования скважины, например ПКС-5. Определяют герметичность посадки верхнего пакера 5.Further, swabbing on the
Например, уровень жидкости в эксплуатационной колонне 4 снижают свабированием по посадочному инструменту 8 до глубины установки разделительного клапана 7 (например, 1220 м) и прослеживают восстановление уровня жидкости резистивиметром (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) после снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне 4 через 1, 3 и 5 ч. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине не изменился, т.е. движения жидкости нет, то верхний пакер 5 герметичен.For example, the liquid level in the
Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине изменился, например, поднялся до уровня 800 м, это означает, что существует переток жидкости из интервала негерметичности 3 в эксплуатационную колонну 4, а значит, верхний пакер 5 негерметичен.If after 1, 3 and 5 hours the fluid level in the well has changed, for example, it has risen to the level of 800 m, this means that there is a flow of fluid from the
При негерметичной посадке верхнего пакера срывают нижний 1 и верхний 5 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.When the upper packer is not sealed, the lower 1 and upper 5 packers are torn off and the entire two-packer assembly is removed for revision, after which the lowering, landing and checking the upper packer for leaks are repeated.
При герметичной посадке верхнего пакера 5 (см. фиг.3) вращают посадочный инструмент 8 по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 8 с разделительным клапаном 7 от левого переводника 6. После чего приподнимают посадочный инструмент 8 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 8 от верхнего пакера 5, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 1, трубы 2, верхнего пакера 5 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины. Например, если вес компоновки составляет 120 кН, то потеря веса составляет, например, 20 кН. Тогда вес извлекаемого из скважины оборудования (посадочного инструмента 8 с разделительным клапаном 7 и левым переводником 6) будет составлять 120 кН - 20 кН=100 кН.When the
Извлекают посадочный инструмент 8 (см. фиг.3) с разделительным клапаном 7 и левым переводником 6 из эксплуатационной колонны 4 на поверхность. В эксплуатационной колонне 4 скважины остаются: нижний пакер 1, труба 2 и верхний пакер 5 (см. фиг.4).The
Запускают скважину в эксплуатацию и после выхода на режим повторным отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости. Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости и производят ее химический анализ (компонентный состав).The well is put into operation and after entering the mode by repeated sampling, a repeated analysis of the chemical composition of the formation fluid is performed. To do this, at the wellhead, a sample of the produced formation fluid is taken and its chemical analysis is performed (component composition).
Сопоставлением результатов анализов проб химического состава пластовой жидкости до появления негерметичности эксплуатационной колонны (начального) и после герметизации эксплуатационной колонны определяют герметичность посадки нижнего пакера 1. Если в результате сопоставления химических анализов компонентный состав пластовой жидкости не изменился или изменился в пределах 0,01-10%, то это свидетельствует о герметичной посадке нижнего пакера 1.By comparing the results of analyzes of samples of the chemical composition of the formation fluid before leakage of the production string (initial) and after sealing the production string, the tightness of the
Пример №1.Example No. 1.
Результаты начального анализа химического состава пластовой жидкости: Cl-65,588 г/л; SO4 - 0 г/л; HCO3 - 0,024 г/л; Са - 9,015 г/л; Mg - 1,824 г/л; Na+K - 30,005 г/л.The results of the initial analysis of the chemical composition of the reservoir fluid: Cl-65.588 g / l; SO 4 - 0 g / l; HCO 3 - 0.024 g / l; Ca - 9.015 g / l; Mg - 1.824 g / l; Na + K - 30.005 g / l.
Результаты повторного анализа химического состава пластовой жидкости: Cl-67,345 г/л; SO4 - 0 г/л; HCO3 - 0,024 г/л; Са - 9,618 г/л; Mg - 1,739 г/л; Na+K - 31,132 г/л.The results of a repeated analysis of the chemical composition of the reservoir fluid: Cl-67.345 g / l; SO 4 - 0 g / l; HCO 3 - 0.024 g / l; Ca - 9.618 g / l; Mg - 1.739 g / l; Na + K - 31.132 g / l.
Погрешность результатов анализов: Cl - 2,67%; SO4 - 0%; HCO3 - 0%; Са -6,68%; Mg - 4,88%; Na+K - 3,76%.The error of the analysis results: Cl - 2.67%; SO 4 - 0%; HCO 3 - 0%; Ca -6.68%; Mg - 4.88%; Na + K - 3.76%.
Отклонения ни по одному из компонентов химического состава пластовой жидкости не превышает 10%, следовательно, нижний пакер герметичен.Deviations in any of the components of the chemical composition of the reservoir fluid do not exceed 10%, therefore, the lower packer is tight.
Пример №2.Example No. 2.
Результаты начального анализа химического состава пробы: Cl - 53,18 г/л; SO4 -0,12 г/л; НСО3 - 0,13 г/л; Са - 7,515 г/л; Mg - 1,52 г/л; Na+K - 24,114 г/л.The results of the initial analysis of the chemical composition of the sample: Cl - 53.18 g / l; SO 4 -0.12 g / l; HCO 3 - 0.13 g / l; Ca - 7.515 g / l; Mg - 1.52 g / l; Na + K - 24.114 g / l.
Результаты повторного анализа химического состава пробы: Cl - 69,138 г/л; SO4 -0,15 г/л; НСО3 - 0,15 г/л; Са - 9,318 г/л; Mg - 1,93 г/л; Na+K - 32,132 г/л.The results of repeated analysis of the chemical composition of the sample: Cl - 69.138 g / l; SO 4 -0.15 g / l; HCO 3 - 0.15 g / l; Ca - 9.318 g / l; Mg - 1.93 g / l; Na + K - 32.132 g / l.
Погрешность результатов анализов: Cl - 30%; SO4 - 25%; НСО3 - 15,3%; Са -24%; Mg - 26,7%; Na+K - 33,25%.The error of the analysis results: Cl - 30%; SO 4 - 25%; NSO 3 - 15.3%; Ca -24%; Mg - 26.7%; Na + K - 33.25%.
Отклонения по всем компонентам химического состава пластовой жидкости превышают 10%, следовательно, нижний пакер негерметичен.Deviations in all components of the chemical composition of the reservoir fluid exceed 10%, therefore, the lower packer is leaky.
При негерметичной посадке нижнего пакера 1 выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.When the
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки верхнего пакера до его отсоединения от посадочного инструмента. Также возможно извлечение двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки верхнего пакера до отсоединения от посадочного инструмента, что повышает эффективность и успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками.The proposed method for sealing the production casing is simple to implement, since the entire technological process of sealing the production casing is carried out in one run of the tool. It is possible to control the tightness of the landing of the upper packer before it is disconnected from the planting tool. It is also possible to extract the two-packer arrangement at the wellhead in case of an unpressurized landing of the upper packer before disconnecting from the planting tool, which increases the efficiency and success of work on sealing production casing with two-packer assemblies.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142075/03A RU2509873C1 (en) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Sealing method of production string |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142075/03A RU2509873C1 (en) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Sealing method of production string |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2509873C1 true RU2509873C1 (en) | 2014-03-20 |
Family
ID=50279691
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012142075/03A RU2509873C1 (en) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Sealing method of production string |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2509873C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2570178C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
| RU2578136C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of sealing production casing |
| CN106703706A (en) * | 2015-07-24 | 2017-05-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Injection-production string and method for using same |
| RU2669646C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
| RU2670816C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
| RU2750016C1 (en) * | 2020-11-26 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for sealing defect in working column of production well (options) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3059699A (en) * | 1958-04-17 | 1962-10-23 | Brown Oil Tools | Well packer and well production apparatus |
| RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
| RU2168606C2 (en) * | 1999-02-02 | 2001-06-10 | ОАО "Татнефтегеофизика" | Packering device |
| RU2215122C2 (en) * | 2001-08-09 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method of sealing of production string and formation shutoff (version) |
| RU2255211C1 (en) * | 2004-10-25 | 2005-06-27 | Салахов Минзагит Мукатдисович | Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid |
| RU2298639C1 (en) * | 2005-10-10 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for reservoirs separation inside well |
| RU2305173C2 (en) * | 2005-07-25 | 2007-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for production string sealing during sandy well flushing |
| RU2366813C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Method of testing wells and reservoir survey in process of boring and facility for implementation of this method |
| US20110067855A1 (en) * | 2009-09-18 | 2011-03-24 | Van De Vliert David R | Geothermal liner system with packer |
-
2012
- 2012-10-02 RU RU2012142075/03A patent/RU2509873C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3059699A (en) * | 1958-04-17 | 1962-10-23 | Brown Oil Tools | Well packer and well production apparatus |
| RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
| RU2168606C2 (en) * | 1999-02-02 | 2001-06-10 | ОАО "Татнефтегеофизика" | Packering device |
| RU2215122C2 (en) * | 2001-08-09 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Method of sealing of production string and formation shutoff (version) |
| RU2255211C1 (en) * | 2004-10-25 | 2005-06-27 | Салахов Минзагит Мукатдисович | Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid |
| RU2305173C2 (en) * | 2005-07-25 | 2007-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for production string sealing during sandy well flushing |
| RU2298639C1 (en) * | 2005-10-10 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for reservoirs separation inside well |
| RU2366813C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Method of testing wells and reservoir survey in process of boring and facility for implementation of this method |
| US20110067855A1 (en) * | 2009-09-18 | 2011-03-24 | Van De Vliert David R | Geothermal liner system with packer |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2570178C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
| RU2578136C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of sealing production casing |
| CN106703706A (en) * | 2015-07-24 | 2017-05-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Injection-production string and method for using same |
| CN106703706B (en) * | 2015-07-24 | 2018-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | Injection-production string and method for using same |
| RU2669646C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
| RU2670816C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-10-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
| RU2670816C9 (en) * | 2017-12-25 | 2018-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for sealing a production string |
| RU2750016C1 (en) * | 2020-11-26 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for sealing defect in working column of production well (options) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2509873C1 (en) | Sealing method of production string | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| US20110247828A1 (en) | Fluid displacement methods and apparatus for hydrocarbons in subsea production tubing | |
| RU2670816C9 (en) | Method for sealing a production string | |
| CA2726298C (en) | Frac adapter for wellhead | |
| NO20210410A1 (en) | Wet-mate retrievable filter system | |
| RU2634317C1 (en) | Method of controlled injection of liquid through formation (versions) | |
| RU2669646C1 (en) | Method for sealing a production string | |
| CN106014370A (en) | Oil-pipe under-pressure dragging fracturing device and technology | |
| RU2341653C1 (en) | Method of development of wells and testing of formations in process of swabbing (versions) | |
| RU2507376C1 (en) | Sealing of oil string | |
| RU2513793C1 (en) | Method of production string sealing | |
| CN112443288B (en) | Experimental device for evaluating sealing capacity of two interfaces of well cementation cement sheath | |
| RU2350742C1 (en) | Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well | |
| CN209115072U (en) | A kind of water pressure test in borehole multichannel conversion quick pressure releasing device | |
| RU2548465C1 (en) | Horizontal well completion device | |
| RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
| RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
| RU2438007C1 (en) | Procedure for completion of gas well (versions) | |
| RU2578136C1 (en) | Method of sealing production casing | |
| CN114060005B (en) | Underground gas storage pit shaft cement sheath tightness evaluation device | |
| RU2236560C2 (en) | Method for oil extraction | |
| CN202689978U (en) | Tool for flushing drilling template | |
| RU2614998C1 (en) | Method of deep gas well equipment with tubing string composition | |
| RU2570178C1 (en) | Method of production string sealing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191003 |