RU2513793C1 - Способ герметизации эксплуатационной колонны - Google Patents
Способ герметизации эксплуатационной колонны Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513793C1 RU2513793C1 RU2012144890/03A RU2012144890A RU2513793C1 RU 2513793 C1 RU2513793 C1 RU 2513793C1 RU 2012144890/03 A RU2012144890/03 A RU 2012144890/03A RU 2012144890 A RU2012144890 A RU 2012144890A RU 2513793 C1 RU2513793 C1 RU 2513793C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- tool
- landing
- setting tool
- packers
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 7
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 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
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента. До появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в посадочном инструменте, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фик�
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.
Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU 2116432, МПК E21B 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.
Недостатком данного способа является то, что закачка цементного раствора недостаточно обеспечивает восстановление герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК E21B 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, на концах которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.
Недостатками способа являются:
- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колонны;
- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего и нижнего пакеров после их посадки, что снижает эффективность работ по герметизации эксплуатационной колонны;
- в-третьих, невозможность извлечения двухпакерной компоновки на ревизию без привлечения дополнительных технических средств при негерметичной посадке одного или обоих пакеров.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности реализации способа за счет обеспечения герметичности эксплуатационной колонны с возможностью извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины и упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.
Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента.
Новым является то, что до появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в нем, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции.
На фиг.1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.
Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют следующим образом.
До появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента 1 (см. фиг.1), выполненного в виде колонны насосно-компрессорных труб, например, диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм, выполняют радиальные отверстия 2, а ниже радиальных отверстий 2 в посадочном инструменте 1 устанавливают ограничитель 3, например, ограничитель 3 выполняют в виде внутреннего кольцевого сужения посадочного инструмента 1.
Диаметр радиальных отверстий 2 составляет 8-10 мм с расположением в одном ряду от 4 до 12 отверстий. Например, в посадочном инструменте 1 в одном ряду выполняют 8 отверстий диаметром 10 мм.
Радиальные отверстия 2 посадочного инструмента 1 в начальном положении герметично перекрываются полой втулкой 4. В начальном положении полая втулка 4 зафиксирована срезным винтом (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).
В рабочем положении полая втулка 4 имеет возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель 3 посадочного инструмента 1 и фиксации в посадочном инструменте 1, например, с помощью стопорного кольца (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).
После появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер 5, труба 6, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 73 мм, длина которой должна превышать протяженность 7 интервала негерметичности 7'…7n по эксплуатационной колонне 8.
Например, протяженность 7 интервала негерметичности 7'…7n по эксплуатационной колонне 8 находится в интервале 1370-1710 м, т.е. составляет 340 м, поэтому длину колонны труб НКТ выбирают больше, чем протяженность интервала негерметичности (340 м), например длиной 360 м. Далее на трубу 6 наворачивают верхний пакер 9.
Затем на верхний пакер 9 наворачивают левый переводник 10. Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 1 в интервал негерметичности 7'…7n эксплуатационной колонны 8 скважины.
В качестве посадочного инструмента 1 применяют, например, колонну насосно-компрессорных труб 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.
Например, для герметизации нарушений в 146 мм эксплуатационной колонне в нее спускают два пакера: нижний 5 - марки ПРО-ЯМО2 -122, а верхний 9 - марки ПРО-ЯДЖ-O-122, выпускаемые НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация), соединенные с трубой 6, т.е. колонной насосно-компрессорных труб длиной 360 м и диаметром 89 мм.
После спуска компоновки (см. фиг.1) в скважину размещают пакеры 5 и 9 в интервале негерметичности эксплуатационной колонны 8 (между нарушениями 7'…7n). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 150 кН.
Производят посадку нижнего 5 и верхнего 9 пакеров (см. фиг.2) и проверяют герметичность посадки нижнего пакера 5 в эксплуатационной колонне 8.
Для этого спускают геофизический прибор 11 на кабеле 12 по посадочному инструменту 1 в эксплуатационную колонну 8 скважины в интервал нижнего пакера 5 (1720 м). Геофизический прибор 11 позволяет фиксировать (измерять) изменение температуры жидкости в скважине и замерять уровень шума в эксплуатационной колонне 8 в интервале пакера 5. По показаниям геофизического прибора 11 определяют герметичность посадки нижнего пакера 5. Например, с помощью геофизического прибора выполняют термометрию и шумометрию и по изменению температуры и уровню шума судят о герметичности посадки нижнего пакера 5.
Геофизический прибор 11 может быть любой известной конструкции, например комплексный прибор модульного типа марки ГДИ-7 наружным диаметром 42 мм и длиной 3 м производства ООО «Татнефтегеофизика-Универсал» (Республика Татарстан, г.Бугульма), предназначенный для проведения гидродинамических исследований и определения интервала обводнения эксплуатационной колонны 8.
Для того чтобы доставить геофизический прибор 11 в интервал пласта, необходимо соблюдение следующего условия:
D2>D1>d,
где D2 - внутренний диаметр ограничителя 3 посадочного инструмента 1, мм. Например, 56 мм;
D1 - внутренний диаметр полой втулки 4 посадочного инструмента 1, мм. Например, 50 мм;
d - наружный диаметр геофизического прибора, мм. Например, 42 мм. Затем извлекают геофизический прибор 11 на кабеле 12 из скважины.
При негерметичной посадке нижнего пакера 4 его срывают и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.
При герметичной посадке нижнего пакера 4 на устье скважины в посадочный инструмент 1 устанавливают резиновую пробку 13 (см. фиг.3) с металлическим наконечником снизу 14. Наружный диаметр резиновой пробки 13 выбирают равным внутреннему диаметру посадочного инструмента 1. Внутренний диаметр посадочного инструмента 1 равен: 73 мм-(2·5,5 мм)=62 мм.
Наружный диаметр металлического наконечника 14 равен внутреннему диаметру полой втулки 4, равному D1=50 мм.
Под действием избыточного давления жидкости, создаваемого закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, насосным агрегатом, например марки ЦА-320, в посадочном инструменте 1, продавливают резиновую пробку 13 вниз до взаимодействия ее с полой втулкой 4, при этом срезной винт (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) полой втулки 4 (например, при давлении 6 МПа) разрушается, полая втулка 4 перемещается вниз до взаимодействия ее с ограничителем 3 посадочного инструмента 1 и резиновая пробка 13 с металлическим наконечником 14 фиксируется в полой втулке 4. Фиксацию резиновой пробки 13 с металлическим наконечником 14 в полой втулке 4 посадочного инструмента 1 осуществляют любым известным способом, например с помощью разрезных стопорных колец (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).
В результате резиновая пробка 13 (см. фиг.3) герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента 1, при этом сама резиновая пробка 13 и полая втулка 4 остаются неподвижными относительно посадочного инструмента 1. Открываются радиальные отверстия 2 посадочного инструмента 1, которые сообщают внутреннее пространство 15 посадочного инструмента 1 и межколонное пространство 16 скважины выше верхнего пакера 9.
Затем снижают уровень жидкости свабированием в межколонном пространстве 16 скважины над верхним пакером 9 по посадочному инструменту 1 до глубины посадки верхнего пакера 5 (1360 м) и прослеживают восстановление уровня жидкости резистивиметром (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) после снижения уровня жидкости в межколонном пространстве 16 скважины 4 через 1, 3 и 5 ч. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине не изменился, т.е. движения жидкости нет, то верхний пакер 5 герметичен. Если через 1, 3 и 5 ч уровень жидкости в скважине изменился, например поднялся до уровня 1120 м, следовательно, существует переток жидкости из интервала негерметичности 7'…7n в эксплуатационную колонну 4 и верхний пакер 9 негерметичен. При негерметичной посадке верхнего пакера срывают нижний 4 и верхний 9 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.
При герметичной посадке пакеров вращают посадочный инструмент 1 (см. фиг.3) по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 1 от левого переводника 10.
Затем приподнимают посадочный инструмент 1 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 1 от верхнего пакера 9, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 5, трубы 6, верхнего пакера 9 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), установленному на устье скважины, например если вес компоновки составляет 150 кН, то вес компоновки без посадочного инструмента 1 составляет 120 кН, т.е. потеря веса составляет, например 30 кН.
Извлекают посадочный инструмент 1 (см. фиг.3) с левым переводником 6 из эксплуатационной колонны 8 на поверхность. В эксплуатационной колонне 8 скважины остаются: нижний пакер 5, труба 6 и верхний пакер 9 (см. фиг.4). При негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего операции по временной блокировке пласта, спуску, посадке и проверке пакеров на герметичность повторяют.
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны прост в осуществлении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляется за один спуск инструмента. Имеется возможность контроля герметичности посадки как верхнего, так и нижнего пакеров, а также извлечения двухпакерной компоновки на устье скважины в случае негерметичной посадки хотя бы одного из пакеров, что гарантирует высокую успешность работ по герметизации эксплуатационных колонн двухпакерными компоновками.
Claims (1)
- Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте, выполненном в виде колонны насосно-компрессорных труб-НКТ, двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже нарушения с последующим извлечением посадочного инструмента, отличающийся тем, что до появления негерметичности в эксплуатационной колонне на нижнем конце посадочного инструмента выполняют радиальные отверстия, а ниже радиальных отверстий в посадочном инструменте устанавливают ограничитель, радиальные отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель посадочного инструмента и фиксации в нем, после появления негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, производят спуск компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны на посадочном инструменте, далее производят посадку пакеров, после чего проверяют герметичность посадки нижнего пакера, для чего на кабеле спускают геофизический прибор по посадочному инструменту в эксплуатационную колонну скважины в интервал нижнего пакера и производят геофизические исследования, затем извлекают геофизический прибор на кабеле из скважины, на устье скважины в посадочный инструмент устанавливают резиновую пробку с металлическим наконечником снизу, продавливают ее до фиксации металлического наконечника в полой втулке, при этом резиновая пробка герметично отсекает двухпакерную компоновку от посадочного инструмента и открываются радиальные отверстия посадочного инструмента, которые сообщают внутреннее пространство посадочного инструмента и межколонное пространство скважины выше верхнего пакера, после чего снижают уровень жидкости в межколонном пространстве скважины над верхним пакером свабированием по посадочному инструменту и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при герметичной посадке обоих пакеров вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивая посадочный инструмент от левого переводника, извлекают посадочный инструмент из эксплуатационной колонны на поверхность, при негерметичной посадке хотя бы одного из пакеров срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012144890/03A RU2513793C1 (ru) | 2012-10-22 | 2012-10-22 | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012144890/03A RU2513793C1 (ru) | 2012-10-22 | 2012-10-22 | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2513793C1 true RU2513793C1 (ru) | 2014-04-20 |
Family
ID=50481069
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012144890/03A RU2513793C1 (ru) | 2012-10-22 | 2012-10-22 | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2513793C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2563268C2 (ru) * | 2014-09-16 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Способ эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления |
| RU2669646C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| RU2670816C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-10-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4605062A (en) * | 1985-06-10 | 1986-08-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Subsurface injection tool |
| SU1657637A1 (ru) * | 1989-06-26 | 1991-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследования, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин | Устройство дл испытани скважин |
| RU2116432C1 (ru) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн |
| RU2160364C1 (ru) * | 1999-08-20 | 2000-12-10 | Открытое акционерное общество "Технологии оптимизации нефтедобычи" | Способ освоения, исследования скважины и интенсификации нефтегазовых притоков и устройство для его осуществления |
| RU20342U1 (ru) * | 2001-04-23 | 2001-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Пакер разбуриваемый |
| RU2215122C2 (ru) * | 2001-08-09 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (варианты) |
| RU2298639C1 (ru) * | 2005-10-10 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине |
| RU2305173C2 (ru) * | 2005-07-25 | 2007-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны при промывке скважины с пескопроявлениями и устройство для его осуществления |
| RU2387809C1 (ru) * | 2009-06-23 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в одной скважине |
| RU2447256C1 (ru) * | 2010-10-05 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Пакер-пробка |
-
2012
- 2012-10-22 RU RU2012144890/03A patent/RU2513793C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4605062A (en) * | 1985-06-10 | 1986-08-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Subsurface injection tool |
| SU1657637A1 (ru) * | 1989-06-26 | 1991-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических методов исследования, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин | Устройство дл испытани скважин |
| RU2116432C1 (ru) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн |
| RU2160364C1 (ru) * | 1999-08-20 | 2000-12-10 | Открытое акционерное общество "Технологии оптимизации нефтедобычи" | Способ освоения, исследования скважины и интенсификации нефтегазовых притоков и устройство для его осуществления |
| RU20342U1 (ru) * | 2001-04-23 | 2001-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Пакер разбуриваемый |
| RU2215122C2 (ru) * | 2001-08-09 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (варианты) |
| RU2305173C2 (ru) * | 2005-07-25 | 2007-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны при промывке скважины с пескопроявлениями и устройство для его осуществления |
| RU2298639C1 (ru) * | 2005-10-10 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине |
| RU2387809C1 (ru) * | 2009-06-23 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в одной скважине |
| RU2447256C1 (ru) * | 2010-10-05 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Пакер-пробка |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2563268C2 (ru) * | 2014-09-16 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Способ эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления |
| RU2669646C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| RU2670816C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-10-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
| RU2670816C9 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ герметизации эксплуатационной колонны |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2660704C2 (ru) | Способ испытания барьера | |
| CN103061684B (zh) | 裸眼水平井分段多簇均匀酸化管柱及其酸化方法 | |
| CA2757950C (en) | Ported packer | |
| US20190055839A1 (en) | Tracer patch | |
| US9822632B2 (en) | Method of pressure testing a plugged well | |
| GB2555637A (en) | Method of plugging and pressure testing a well | |
| CN109844257B (zh) | 使用改进的衬管回接的井控制 | |
| US20150083395A1 (en) | Mitigating leaks in production tubulars | |
| RU2262586C2 (ru) | Скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной | |
| RU2509873C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU2576422C1 (ru) | Способ физической ликвидации скважин | |
| RU2513793C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
| RU2507376C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU2732167C1 (ru) | Способ ремонта обсадной колонны в незацементированной части (варианты) | |
| US20190153806A1 (en) | Diagnostic tool for well abandonment tool | |
| RU2534118C1 (ru) | Устройство для отключения интервала водопритока в открытом стволе многозабойной горизонтальной скважины | |
| CN204532233U (zh) | 固井管柱组合 | |
| RU2350742C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации и освоения нескольких пластов одной скважиной | |
| RU2533470C2 (ru) | Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн | |
| RU2578136C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| CN113445997B (zh) | 一种井下封隔系统高压密闭模拟装置及其使用方法 | |
| RU2570178C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| Wellhoefer et al. | Unique Solution to Repair Casing Failure in a HP/HT Wellbore Allows for Successful Multistage Stimulation Treatment in an Unconventional Reservoir | |
| RU2705117C1 (ru) | Способ определения негерметичности изолирующего скважинного элемента |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191023 |