RU2530003C1 - Method of well abandonment - Google Patents
Method of well abandonment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2530003C1 RU2530003C1 RU2013128729/03A RU2013128729A RU2530003C1 RU 2530003 C1 RU2530003 C1 RU 2530003C1 RU 2013128729/03 A RU2013128729/03 A RU 2013128729/03A RU 2013128729 A RU2013128729 A RU 2013128729A RU 2530003 C1 RU2530003 C1 RU 2530003C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- string
- casing
- cement
- pipe
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the elimination of appraisal and exploratory wells in super-viscous oil fields.
Известен способ ликвидации скважин (РД 39-2-1182-84 - Инструкция по оборудованию устьев и отвалов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации и консервации. М., 1985), включающий установку над продуктивным пластом цементного моста и размещение под и над ним пачек бурового раствора, обработанного ингибитором коррозии и нейтрализатором агрессивных сред.A known method of liquidation of wells (RD 39-2-1182-84 - Instructions for the equipment of the mouths and dumps of reference, parametric, exploratory, exploratory, structural and geochemical and special wells during their liquidation and conservation. M., 1985), including installation over productive the formation of a cement bridge and the placement under and above it of packs of drilling fluid treated with a corrosion inhibitor and a neutralizer of aggressive environments.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, длительный технологический процесс ликвидации скважины (установка цементного моста, закачка пачек бурового раствора под и над цементным мостом) и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;- firstly, a long technological process of well liquidation (installation of a cement bridge, injection of packs of drilling fluid under and above the cement bridge) and, as a result, large material and financial costs for well liquidation;
- во-вторых, низкая эффективность процесса ликвидации скважины, так как реализация данного способа не позволяет ликвидировать перетоки жидкости между пластами в заколонном пространстве скважины;- secondly, the low efficiency of the well liquidation process, since the implementation of this method does not allow liquidation of fluid flows between the layers in the annular space of the well;
- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как цементный мост установлен с использованием обычного (нетермостойкого) цемента.- thirdly, the low strength of the cement bridge for the conditions of a super-viscous oil field, developed by steam gravity treatment, since the cement bridge was installed using ordinary (non-heat-resistant) cement.
Также известен способ ликвидации скважины с источником межколонного давления (патент RU №2168607, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.06.2001 г., бюл. №16), включающий выполнение первого цементного моста в скважине над продуктивным горизонтом и ниже интервала высокопластичных пород, сообщение заколонного пространства скважины с ее колонным пространством в пределах интервала высокопластичных пород с последующей установкой второго цементного моста над первым и обеспечение течения высокопластичных пород в колонное пространство скважины путем снижения гидростатического давления в скважине на уровне интервала высокопластичных пород, при этом выбирают пласт высокопластичных пород, расположенный над источником межколонного давления и ближайший к нему, верхнюю границу первого цементного моста устанавливают на уровне подошвы выбранного пласта высокопластичпых пород, заколонное пространство скважины сообщают с колонным пространством в интервале, составляющем часть мощности пласта высокопластичных пород непосредственно выше его подошвы, путем удаления части обсадной колонны, второй цементный мост устанавливают поверх первого цементного моста высотой, равной интервалу сообщения заколонного пространства скважины с ее колонным пространством, и выходящим за пределы контура обсадной колонны, после чего сообщают заколонное пространство скважины на оставшейся части мощности пласта высокопластичных пород с колонным пространством скважины путем удаления части обсадной колонны, а затем обеспечивают течение высокопластичных пород в колонное пространство скважины.Also known is a method of liquidation of a well with a source of annular pressure (patent RU No. 2168607, IPC ЕВВ 33/13, published on June 10, 2001, bull. No. 16), including the implementation of the first cement bridge in the well above the productive horizon and below the interval of highly plastic rocks communicating the annulus of the well with its annulus within the interval of highly plastic rocks followed by the installation of a second cement bridge over the first and ensuring the flow of highly plastic rocks into the annulus of the well by reducing hydrostatic pressure in the well at the level of the interval of highly plastic rocks, at the same time choose a layer of highly plastic rocks located above the source of intercolumn pressure and the closest to it, the upper boundary of the first cement bridge is set at the level of the sole of the selected layer of highly plastic rocks, the annulus of the well is communicated with the column space in the interval constituting part of the thickness of the reservoir of highly plastic rocks directly above its sole by removing part of the casing, the second cement the first bridge is installed on top of the first cement bridge with a height equal to the interval between the annulus of the well and its casing space, and extending beyond the casing contour, after which the annulus of the borehole is communicated on the remaining part of the thickness of the highly plastic rock formation with the annulus of the well by removing part of the casing and then ensure the flow of highly plastic rocks into the column space of the well.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, длительный технологический процесс ликвидации скважины (удаление нескольких участков обсадной колонны, установка нескольких цементных мостов друг на друга) и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;- firstly, the long technological process of well liquidation (removal of several sections of the casing string, the installation of several cement bridges on top of each other) and, as a result, the large material and financial costs of well liquidation;
- во-вторых, недостаточная надежность реализации способа, связанная с бесконтрольностью возможных перетоков жидкости между пластами после ликвидации скважины, поэтому зачастую межинтервальные (межпластовые) перетоки жидкости, получаемые вследствие слабосцементированности пород в заколонном пространстве, остаются и после ликвидации скважины;- secondly, the lack of reliability of the implementation of the method associated with the uncontrolledness of possible fluid flows between the strata after the well has been liquidated, therefore, often the inter-interval (interstratal) fluid flows obtained due to the low cementation of the rocks in the annulus remain even after the well is liquidated;
- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен с использованием обычного (нетермостойкого) цемента.- thirdly, the low strength of the cement bridge for the conditions of a super-viscous oil field developed by steam gravity treatment, since it is installed using ordinary (non-heat-resistant) cement.
Наиболее близким по технической сущности является способ ликвидации скважины с множеством интервалов негерметичности эксплуатационной колонны (патент RU №2436932, МПК Е21В 33/13, опубл. 20.12.2011 г., бюл. №35), при котором скважину глушат, демонтируют фонтанную арматуру до корпуса трубной головки, монтируют на корпусе трубной головки противовыбросовое оборудование (ПВО), извлекают из скважины лифтовую колонну, спускают в скважину до ее забоя промывочные трубы, обвязывают их с насосной установкой, закачивают через промывочные трубы цементный раствор в объеме, достаточном для заполнения ствола скважины, с одновременным подъемом промывочных труб по стволу скважины до устья и извлечением их из скважины, с установкой цементного моста от забоя до устья скважины, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в стволе скважины демонтируют ПВО, монтируют на корпусе трубной головки переводную катушку и центральную задвижку фонтанной арматуры, заполняют внутренние полости колонны и трубной головки, а также центральной задвижки цементным раствором аналогичного состава, герметизируют боковые отводы колонны и трубной головки и верхний фланец центральной задвижки фонтанной арматуры глухими фланцами с установкой репера.The closest in technical essence is the method of liquidation of the well with many intervals of leakage of the production string (patent RU No. 2436932, IPC ЕВВ 33/13, publ. 12/20/2011, bull. No. 35), in which the well is jammed, dismantle the fountain valves to casing of the pipe head, blowout equipment (POP) is mounted on the casing of the pipe head, an elevator string is removed from the well, flushing pipes are lowered into the well before its bottom, they are tied to the pump unit, cement mortar is pumped through the flushing pipes in an amount sufficient to fill the wellbore, while lifting the flushing pipes along the wellbore to the wellhead and removing them from the well, with the installation of a cement bridge from the bottom to the wellhead, after completion of the waiting period for cement hardening (cementing slurry) in the well, dismantle the air defense, they mount a transfer coil and a central valve of the fountain valves on the body of the pipe head, fill the internal cavities of the column and pipe head, as well as the central valve with cement mortar of a similar composition, germ they tease the lateral branches of the column and pipe head and the upper flange of the central valve of the fountain valves with blind flanges with the installation of a benchmark.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложный технологический процесс ликвидации скважины, так как заполнение ствола скважины цементным раствором ведется с одновременным подъемом труб и, как следствие, большие материальные и финансовые затраты на ликвидацию скважины;- firstly, the complex technological process of well liquidation, since filling the wellbore with cement mortar is carried out with the simultaneous lifting of pipes and, as a result, large material and financial costs for well liquidation;
- во-вторых, низкая надежность реализации способа, обусловленная тем, что ликвидацию скважины производят при наличии в ней эксплуатационной колонны, что чревато возникновением заколонных перетоков за эксплуатационной колонной между пластами после ликвидации скважины. Кроме того, эти заколонные перетоки между пластами бесконтрольны, поэтому зачастую межинтервальные (межпластовые) перетоки, получаемые вследствие слабосцементированности пород в заколонном пространстве, остаются и после ликвидации скважины;- secondly, the low reliability of the implementation of the method, due to the fact that the well is liquidated if there is a production string in it, which is fraught with the occurrence of behind-the-casing flows behind the production string between the formations after the well is liquidated. In addition, these annular crossflows between the layers are uncontrolled; therefore, often the inter-interval (inter-layer) flows obtained due to the weak cementation of the rocks in the annular space remain after the well is liquidated;
- в-третьих, низкая прочность цементного моста для условий месторождения сверхвязкой нефти, разрабатываемого парогравитационным воздействием, так как он установлен из обычного (нетермостойкого) цемента.- thirdly, the low strength of the cement bridge for the conditions of a super-viscous oil field developed by steam gravity treatment, since it is installed from ordinary (non-heat-resistant) cement.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и надежности ликвидации скважины за счет надежной изоляции межпластового перетока и установки цементного моста повышенной прочности с возможностью контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency and reliability of well liquidation due to reliable isolation of the inter-reservoir flow and the installation of a cement bridge of increased strength with the ability to control the inter-reservoir fluid flows after liquidation.
Поставленные задачи решаются способом ликвидации скважины, включающим спуск колонны труб в обсадную колонну скважины, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины.The tasks are solved by the method of well liquidation, including the descent of the pipe string into the casing of the well, the installation of a cement bridge in the well from the bottom to the wellhead.
Новым является то, что при наличии цементного кольца за обсадной колонной проводят геофизические исследования и определяют длину незацементированной части обсадной колонны, производят натяжку обсадной колонны с нагрузкой, равной собственному весу извлекаемой части обсадной колонны, отрезают трубу обсадной колонны в скважине на 5-10 м выше нижнего конца незацементированной части обсадной колонны, извлекают незацементированную часть обсадной колонны, далее в скважину от устья до забоя спускают колонну труб малого диаметра с перфорированными отверстиями и заглушкой на конце, при этом суммарная площадь перфорированных отверстий превышает площадь внутреннего сечения самой колонны труб малого диаметра не менее чем в два раза, после чего в колонну труб малого диаметра до забоя спускают оптоволоконный кабель и дополнительную колонну труб, далее производят установку цементного моста тампонированием под давлением от забоя до устья скважины с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна, периодически фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации.New is that in the presence of a cement ring behind the casing, geophysical studies are carried out and the length of the uncemented part of the casing is determined, the casing is stretched with a load equal to its own weight of the extracted part of the casing, the casing pipe is cut 5-10 m higher in the well the lower end of the uncemented part of the casing string, the uncemented part of the casing string is removed, then the pipe string of small diameter from the perforation is lowered into the well from the mouth to the bottom holes and a plug at the end, while the total area of the perforated holes exceeds the inner cross-sectional area of the pipe string of small diameter by at least two times, after which a fiber optic cable and an additional pipe string are lowered into the pipe string of small diameter to the bottom, then the cement pipe is installed bridge plugging under pressure from the bottom to the wellhead using heat-resistant cement with the addition of fiber, periodically fix the temperature distribution in the wellbore ins after its liquidation.
При ликвидации оценочных и разведочных скважин на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти Республики Татарстан, разработка которого ведется парогравитационным воздействием с образованием паровой камеры, главным условием эффективной ликвидации скважин является исключение возможности перетока тепла из шешминского горизонта в поглощающий пласт пресных вод казанского горизонта, поэтому заполнение всего ствола даже самым высококачественным цементом не исключает заколонных перетоков, которые возникают вследствие слабосцементированности пород в этом интервале скважины.When liquidating appraisal and exploratory wells at the Ashalchinskoye field of super-viscous oil of the Republic of Tatarstan, the development of which is carried out by steam gravity with the formation of a steam chamber, the main condition for effective well liquidation is to exclude the possibility of heat transfer from the Sheshminsky horizon to the absorbing fresh water layer of the Kazan horizon, therefore filling the entire trunk even the highest quality cement does not exclude annular flows that arise due to weak cement sawmills Hovhan the wellbore interval.
На фиг.1, 2, 3 схематично и последовательно изображен процесс реализации способа ликвидации скважины.Figure 1, 2, 3 schematically and sequentially shows the process of implementing the method of liquidation of the well.
Способ ликвидации скважины реализуют следующим образом.The method of well liquidation is implemented as follows.
Скважина 1 (например, оценочная) (см. фиг.1), пробуренная на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти Республики Татарстан в 70-е годы прошлого столетия и отработавшая свой срок по назначению, является источником межпластового перетока жидкости 2 (потерь тепла) из пласта 3 шешминского горизонта, имеющего давление P1, в поглощающий пласт 4 пресных вод казанского горизонта, имеющего давление P2, при этом P1>P2.Well 1 (for example, appraisal) (see Fig. 1), drilled at the Ashalchinskoye field of super-viscous oil of the Republic of Tatarstan in the 70s of the last century and worked out for its intended purpose, is a source of inter-reservoir fluid flow 2 (heat loss) from
В связи с наличием заколонных перетоков жидкости происходят потери тепла в паровой камере, что снижает эффективность разработки месторождения сверхвязкой нефти парогравитационным воздействием, поэтому оценочная скважина 1 подлежит физической ликвидации.Due to the presence of behind-the-casing fluid flows, heat losses occur in the steam chamber, which reduces the efficiency of the development of an ultra-viscous oil field by steam gravity, therefore,
Например, глубина оценочной скважины 1 составляет 110 м. Известным геофизическим методом, например, с помощью акустического цементомера АКЦ-8С определяют наличие и расположение цементного кольца (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) за обсадной колонной 5 (см. фиг.2). При наличии цементного кольца за обсадной колонной 5 из скважины 1 извлекают только незацементированную часть 6 обсадной колонны 5.For example, the depth of the appraisal well 1 is 110 m. The well-known geophysical method, for example, using the AKC-8C acoustic cement meter, determines the presence and location of the cement ring (not shown in Figs. 1, 2, 3, 4) behind casing 5 (see figure 2). If there is a cement ring behind the
Определяют длину L незацементированной части 6 обсадной колонны 5. Для этого проводят геофизические исследования методом установки магнитных меток, например определяют, что незацементированная часть 6 обсадной колонны 5 составляет 60 м.The length L of the
Производят натяжку обсадной колонны с нагрузкой, равной собственному весу извлекаемой (незацементированной) части обсадной колонны 5, например для 168 мм обсадной колонны 5 с толщиной стенки 9 мм при длине незацементированной части 6 обсадной колонны 5 60 м натяжку производят с усилием, равным 60·351 H = 2,1·104 H, где 351 H - вес одного метра обсадной колонны 5 диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм.Casing is stretched with a load equal to the own weight of the extracted (uncemented) part of the
Отрезают трубу обсадной колонны 5 в скважине 1 на 5-10 м выше нижнего конца незацементированной части 6 обсадной колонны 5, например отрезают незацементированную часть 6 обсадной колонны с помощью универсального вырезающего устройства на 7 м выше нижнего конца незацементированной части 6 обсадной колонны, т.е. 60 м - 7 м = 53 м.Cut the pipe of the
Универсальное вырезающее устройство изготавливают в ОАО «Карпатнефтемаш» (г.Калуш, Ивано-Франковская область, Россия).A universal cutting device is manufactured at OJSC Karpatneftemash (Kalush, Ivano-Frankivsk Oblast, Russia).
Извлекают незацементированную часть 6 обсадной колонны 5 из скважины 1.The
Затем от устья 7 (см. фиг.3) до забоя 8 спускают колонну труб малого диаметра 9 (см. фиг.3) с перфорированными отверстиями диаметром 8-10 мм и заглушкой на конце (на фиг.1, 2, 3, 4 не показана). В качестве колонны труб малого диаметра 9 (см. фиг.3) с перфорированными отверстиями (на фиг.1, 2, 3, 4 не показаны) применяют, например, колонну гибких труб диаметром 25,4 мм с толщиной стенки 2 мм.Then, from the mouth 7 (see Fig. 3) to the
Перфорированные отверстия диаметром 8-10 мм равномерно распределены по периметру колонны труб малого диаметра 9, при этом их суммарная площадь превышает площадь внутреннего сечения самой колонны труб малого диаметра 9 не менее чем в два раза. Например, площадь внутреннего сечения колонны S диаметром 25,4 мм с толщиной стенки 2 мм составляет 359,5 мм2, тогда суммарная площадь перфорированных отверстий должна быть больше 719 мм2, например 750 мм2.Perforated holes with a diameter of 8-10 mm are evenly distributed around the perimeter of the string of pipes of
Колонну труб малого диаметра 9 выбирают с тем условием, чтобы через ее внутренний диаметр проходил оптоволоконный кабель 10.A pipe string of
Затем в колонну труб малого диаметра 9 до забоя 8 спускают оптоволоконный кабель 10. Оптоволоконный кабель 10 изготавливают в ООО «Спец-М» (г.Пермь, Россия).Then, a fiber-
Оптоволоконный кабель 10 позволяет фиксировать температурное распределение по стволу скважины 1 после ее ликвидации. Затем в скважину 1 до забоя 8 спускают дополнительную колонну труб 11, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм.Fiber
Производят установку цементного моста 12 (см. фиг.4) тампонированием под давлением, например 6,0 МПа, с использованием термостойкого цемента с добавлением фиброволокна, например, в объеме 0,2% от массы сухого цемента. Фиброволокно производят на ЗАО «Минерал 7» по ТУ В В.2.7-26.8-32673353-001:2007. Количество термостойкого цемента выбирают в зависимости от глубины скважины, внутреннего диаметра обсадной колонны и т.д., которые определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия опытным путем.
Закачивают цементный раствор из термостойкого цемента с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан) по дополнительной колонне труб 11 от забоя 8 до устья 7 скважины 1. В качестве цементного раствора используют растворы из известных термостойких цементов, например ЦТ Activ II КМ-160, выпускаемых по ГОСТ 1581-96.Cement mortar is pumped from heat-resistant cement using a cementing unit CA-320 (not shown in FIGS. 1, 2, 3, 4) using an additional pipe string 11 from the
Применение термостойкого цемента в отличие от обычного, используемого в прототипе, позволяет сохранить прочность цементного моста в условиях воздействия высоких температур для месторождений сверхвязкой нефти, разрабатываемых парогравитационным воздействием. Добавление фиброволокна в термостойкий цемент позволяет повысить прочность цементного моста, предотвратить его растрескивание под действием высоких температур.The use of heat-resistant cement, unlike the conventional one used in the prototype, allows you to maintain the strength of the cement bridge under the influence of high temperatures for deposits of extra-viscous oil, developed by steam gravity. Adding fiber to heat-resistant cement can increase the strength of the cement bridge, prevent it from cracking under the influence of high temperatures.
Из скважины 1 (см. фиг.4) извлекают дополнительную колонну труб 11, доливают в обсадную колонну 5 скважины 1 до устья 7 цементный раствор из термостойкого цемента с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг.1, 2, 3, 4 не показан).An additional pipe string 11 is removed from the well 1 (see Fig. 4), the cement mortar from heat-resistant cement is added to the
После ликвидации скважины 1 периодически (по согласованию с геологической службой нефтегазодобывающего управления), например через один квартал, фиксируют температурное распределение в стволе скважины 1. Для этого на устье 7 (см. фиг.4) скважины 1 присоединяют оптоволоконный кабель 10 (см. фиг.4) к транспортному барабану кабельно-контейнерной установки (ККУ) 13 (на фиг.4 показана условно).After liquidation of the
Далее с помощью оптоволоконного кабеля 10 ежеквартально производят фиксацию температурного распределения по стволу скважины 1 от забоя 8 до устья 7 и осуществляют передачу данных с транспортного барабана ККУ 13 по беспроводной связи в кабину оператора ККУ 13 на аппаратуру, снабженную системой кодирования и декодирования, а также специализированным программным обеспечением, использующимся для получения, отображения, наблюдения и записи в реальном времени распределения температуры по стволу скважины 1. Аппаратура фиксирует распределение температуры по стволу скважины 1. (Первый мировой опыт проведения геофизических исследований в добывающих скважинах с использованием гибкой колонны труб с оптоволоконным кабелем / Ноя В. [и др.] // Время колтюбинга - 2011. - №37 (сент.)).Then, using fiber-
По окончании фиксации температурного распределения по стволу скважины 1 оптоволоконный кабель 10 на устье 7 скважины 1 отсоединяют от транспортного барабана ККУ 13. Аналогичным образом, как описано выше, с периодичностью, определенной предприятием - недропользователем, например, раз в квартал в течение одного года фиксируют температурное распределение в стволе скважины после ее ликвидации с привлечением ККУ 13 на устье 7 скважины 1.At the end of fixing the temperature distribution along the
Отсутствие изменения температурного режима по стволу скважины 1 свидетельствует об отсутствии перетоков жидкости между пластами и надежной изоляции источника (пласта) межпластовых перетоков.The absence of changes in temperature regime along the
Предлагаемый способ ликвидации скважины позволяет повысить эффективность и надежность ликвидации скважины за счет надежной изоляции межпластового перетока и установки цементного моста повышенной прочности с возможностью контроля межпластовых перетоков жидкости после ликвидации.The proposed method of well liquidation allows to increase the efficiency and reliability of well liquidation due to reliable isolation of the inter-reservoir flow and installation of a cement bridge of increased strength with the ability to control the inter-reservoir fluid flows after liquidation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013128729/03A RU2530003C1 (en) | 2013-06-24 | 2013-06-24 | Method of well abandonment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013128729/03A RU2530003C1 (en) | 2013-06-24 | 2013-06-24 | Method of well abandonment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2530003C1 true RU2530003C1 (en) | 2014-10-10 |
Family
ID=53381513
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013128729/03A RU2530003C1 (en) | 2013-06-24 | 2013-06-24 | Method of well abandonment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2530003C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2644360C1 (en) * | 2016-11-08 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of cement bridge in well |
| CN108019178A (en) * | 2017-11-23 | 2018-05-11 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | A kind of construction method that non-stop plugging in pipe is carried out to flow string |
| CN108331575A (en) * | 2018-01-18 | 2018-07-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and system for evaluating abandoned well abandonment quality by utilizing well testing curve |
| RU2693623C1 (en) * | 2018-07-16 | 2019-07-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Александра-Плюс" | Elimination method of wells |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2107142C1 (en) * | 1993-12-20 | 1998-03-20 | Маратон Ойл Компани | Method of drilling and equipping underground bore-holes, assembly for their separate drilling from common bore-hole |
| RU2169251C1 (en) * | 1999-12-08 | 2001-06-20 | ОАО "ГАЗПРОМ" ООО "Астраханьгазпром" | Method of casing string hanging |
| US6875729B2 (en) * | 2002-06-04 | 2005-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing composition |
| RU2254598C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-06-20 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Device for inspecting cement ring behind casing string in wells (versions) |
| RU2312972C2 (en) * | 2005-12-19 | 2007-12-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Method and device for fluid-containing reservoir isolation |
| RU2354803C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well repair |
| RU2436932C1 (en) * | 2010-06-25 | 2011-12-20 | Игорь Александрович Кустышев | Procedure for abandonment of well with multitude of intervals of leakage of production string |
| RU2471962C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-01-10 | Игорь Ростиславович Василенко | Method of well cementing under conditions of abnormally low formation pressure |
-
2013
- 2013-06-24 RU RU2013128729/03A patent/RU2530003C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2107142C1 (en) * | 1993-12-20 | 1998-03-20 | Маратон Ойл Компани | Method of drilling and equipping underground bore-holes, assembly for their separate drilling from common bore-hole |
| RU2169251C1 (en) * | 1999-12-08 | 2001-06-20 | ОАО "ГАЗПРОМ" ООО "Астраханьгазпром" | Method of casing string hanging |
| US6875729B2 (en) * | 2002-06-04 | 2005-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing composition |
| RU2254598C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-06-20 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Device for inspecting cement ring behind casing string in wells (versions) |
| RU2312972C2 (en) * | 2005-12-19 | 2007-12-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Method and device for fluid-containing reservoir isolation |
| RU2354803C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well repair |
| RU2436932C1 (en) * | 2010-06-25 | 2011-12-20 | Игорь Александрович Кустышев | Procedure for abandonment of well with multitude of intervals of leakage of production string |
| RU2471962C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-01-10 | Игорь Ростиславович Василенко | Method of well cementing under conditions of abnormally low formation pressure |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2644360C1 (en) * | 2016-11-08 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of cement bridge in well |
| CN108019178A (en) * | 2017-11-23 | 2018-05-11 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | A kind of construction method that non-stop plugging in pipe is carried out to flow string |
| CN108019178B (en) * | 2017-11-23 | 2020-07-03 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | Construction method for plugging production pipe column under pressure in pipe |
| CN108331575A (en) * | 2018-01-18 | 2018-07-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and system for evaluating abandoned well abandonment quality by utilizing well testing curve |
| RU2693623C1 (en) * | 2018-07-16 | 2019-07-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Александра-Плюс" | Elimination method of wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| US20190032476A1 (en) | Determining Depth of Loss Zones in Subterranean Formations | |
| RU2530003C1 (en) | Method of well abandonment | |
| RU2534309C1 (en) | Method of well abandonment | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US20130014951A1 (en) | Applying treatment fluid to a subterranean rock matrix | |
| RU2576422C1 (en) | Method of physical abandonment of wells | |
| CN108779666A (en) | Single enters fracturing process | |
| US20160123126A1 (en) | Use of Real-Time Pressure Data to Evaluate Fracturing Performance | |
| WO2018176057A1 (en) | System and method for offline suspension or cementing of tubulars | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US8944170B2 (en) | Real time downhole intervention during wellbore stimulation operations | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2418152C1 (en) | Abandonment method of oil-and-gas well located in water area of shallow water reservoir | |
| RU2459945C1 (en) | Development method of multi-hole branched horizontal wells | |
| RU2581589C1 (en) | Method for development of multi-hole branched horizontal well | |
| RU2473790C1 (en) | System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2527446C1 (en) | Method of well abandonment | |
| RU2682391C1 (en) | Formation in the well interval by interval multi-stage hydraulic fracturing performance method and a device for its implementation | |
| US20150136406A1 (en) | Subsea Intervention Plug Pulling Device | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
| US20160145972A1 (en) | Wellbore Completion Assembly with Real-Time Data Communication Apparatus |