RU2739181C1 - Insulation method for behind-the-casing flows in production well - Google Patents
Insulation method for behind-the-casing flows in production well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2739181C1 RU2739181C1 RU2020119302A RU2020119302A RU2739181C1 RU 2739181 C1 RU2739181 C1 RU 2739181C1 RU 2020119302 A RU2020119302 A RU 2020119302A RU 2020119302 A RU2020119302 A RU 2020119302A RU 2739181 C1 RU2739181 C1 RU 2739181C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- pressure
- well
- horizontal channels
- formation
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 73
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 60
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims abstract description 18
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 72
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 34
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 16
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 12
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 8
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 abstract description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 239000011440 grout Substances 0.000 abstract description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 48
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 4
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229920002988 biodegradable polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004621 biodegradable polymer Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте заколонного пространства добывающей скважины при возникновении заколонных перетоков жидкости между пластами.The invention relates to the oil industry and can be used in the repair of the annular space of a production well in the event of behind-the-casing fluid flows between formations.
Известен способ изоляции заколонных перетоков, включающий закачку вязкоупругого состава и цементного раствора в заколонное пространство и создание изоляционных перемычек (патент RU № 2126880, опубл. 27.02.1999). Перед закачкой цементного раствора в заколонное пространство нефтеносную часть продуктивного пласта подвергают временной изоляции, а вязкоупругий состав и цементный раствор закачивают в заколонное пространство через газоносную часть продуктивного пласта при закрытом кольцевом пространстве, после чего закачивают продавочную жидкость в объеме спущенных насосно-компрессорных труб за вычетом закачанного объема цементного раствора, при открытом кольцевом пространстве, стравливают давление на устье, открывают скважину, поднимают насосно-компрессорные трубы выше верхней границы цементного раствора в скважине, закрывают кольцевое пространство и закачивают в насосно-компрессорные трубы объем продавочной жидкости, равный объему жидкости, вышедшей из скважины, при стравливании давления на устье, плюс объем, равный объему закачанного в скважину цементного раствора, закрывают скважину и оставляют на период ОЗЦ, после разбурки цементного стакана вымывают на поверхность материал временной изоляции нефтеносной части продуктивного пласта и проводят исследование качества изоляционных перемычек, причём временную изоляцию нефтеносной части продуктивного пласта осуществляют отсыпкой кварцевого песка в скважине закачкой вязко-упругого состава с последующей отсыпкой кварцевого песка, причем отсыпку кварцевого песка осуществляют на 0,5-1,0 м ниже вскрытой перфорацией кровли продуктивного пласта. Закачку вязко-упругого состава в заколонное пространство осуществляют при устьевом давлении не превышающем давление опрессовки обсадной колонны более чем на 10%, при этом закачку цементного раствора в заколонное пространство осуществляют в объеме 0,4-0,8 м, причём подъем насосно-компрессорных труб выше верхней границы цементного раствора в скважине производят на величину 50 м, при этом что исследования качества перемычек проводят геофизическими методами.A known method for isolating behind-the-casing flows, including the injection of a viscoelastic composition and cement slurry into the annular space and the creation of insulating bridges (patent RU No. 2126880, publ. 27.02.1999 ) . Before pumping the cement slurry into the annular space, the oil-bearing part of the productive formation is temporarily isolated, and the viscoelastic composition and the cement slurry are pumped into the annular space through the gas-bearing part of the productive formation with a closed annular space, after which the displacement fluid is pumped in the volume of the deflated tubing minus the pumped-in the volume of cement slurry, with an open annular space, release the pressure at the wellhead, open the well, raise the tubing above the upper boundary of the cement slurry in the well, close the annular space and pump into the tubing a volume of displacement fluid equal to the volume of liquid released from the wells, when the wellhead pressure is released, plus a volume equal to the volume of cement slurry injected into the well, the well is closed and left for the period of the open-circuit, after drilling the cement nozzle, the temporary insulation material is not washed out to the surface of the productive formation and the quality of insulating bridges is studied, and the temporary isolation of the oil-bearing part of the productive formation is carried out by pouring quartz sand in the well by pumping a viscous-elastic composition followed by pouring quartz sand, and the filling of quartz sand is carried out 0.5-1.0 m lower opened perforation of the top of the productive formation. The injection of the visco-elastic composition into the annulus is carried out at a wellhead pressure not exceeding the casing pressure by more than 10%, while the injection of cement slurry into the annulus is carried out in a volume of 0.4-0.8 m, and the lifting of the tubing Above the upper boundary of the cement slurry in the well, it is produced by an amount of 50 m, while the quality of the bridges is studied by geophysical methods.
Недостатком известного способа является низкая эффективность изоляции заколонных перетоков воды.The disadvantage of this method is the low efficiency of isolation of the behind-the-casing water flows.
Также известен способ изоляции заколонных перетоков скважины, включающий уточнение глубины нахождения дефекта или отверстия в обсадной колонне, установку извлекаемого пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания под давлением, сброс давления и извлечение пакера (патент РФ № 1832822, опубл. 20.09.2000). Закачку тампонажного раствора в зону дефекта или отверстий осуществляют после установки пакера ниже дефекта или отверстий с оставлением части тампонажного раствора, затем сбрасывают давление и сразу же приподнимают пакер и перекрывают им дефект или отверстие в колонне, а вымывание остатков тампонажного раствора над пакером осуществляют путем создания над ним циркуляции продавочной жидкости, причем давление в обсадной колонне сбрасывают при сохранении давления под пакером.There is also a known method for isolating the behind-the-casing crossflows of a well, including clarifying the depth of the defect or hole in the casing, installing a retrievable packer, injecting hardening cement slurry into the annulus, flushing out the remaining cement slurry, waiting for it to harden under pressure, relieving pressure and retrieving the packer (RF patent No. 1832822, publ. 09/20/2000). Grouting slurry is injected into the defect zone or holes after the packer is installed below the defect or holes, leaving part of the grouting slurry, then the pressure is released and the packer is immediately lifted and the defect or hole in the string is closed, and the residual grouting slurry above the packer is flushed out by creating above the circulation of the displacement fluid, and the pressure in the casing is released while maintaining the pressure under the packer.
Недостатком данного способа является то, что при наличии дефектного цементного кольца тампонажный раствор не проникает в заколонное пространство, в связи с чем невозможно надежно отремонтировать заколонное пространство скважины даже в случае отсутствия там цементного кольца.The disadvantage of this method is that in the presence of a defective cement ring, the grouting slurry does not penetrate into the annulus, and therefore it is impossible to reliably repair the annular space of the well even in the absence of a cement ring there.
Известен способ изоляции заколонных перетоков скважины, включающий установку пакера, закачку твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство, вымывание остатков тампонажного раствора, ожидание его затвердевания, сброс давления и извлечение пакера, при этом установку пакера выполняют между нижним и верхним продуктивными пластами, перед закачкой изолирующего материала проводят заполнение подпакерного пространства изолирующим материалом и постановку пакера, для закачки изолирующего материала в заколонное пространство повышают давление в подпакерном пространстве, снижают давление в скважине в надпакерном пространстве без снижения давления в подпакерном пространстве, перед удалением пакера выравнивают давление в надпакерном и подпакерном пространствах, после удаления пакера промывают скважину от остатков изолирующего материала и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения изолирующего материала (патент РФ № 2354802, опубл. 10.05.2009).There is a known method of isolating the casing flow of a well, including installing a packer, pumping a hardening cement slurry into the annular space, flushing out the remaining cement slurry, waiting for it to harden, relieving pressure and removing the packer, while the packer is installed between the lower and upper productive formations, before pumping the insulating material filling the under-packer space with insulating material and setting the packer, to pump the insulating material into the annulus, increase the pressure in the under-packer space, reduce the pressure in the well in the above-packer space without reducing the pressure in the under-packer space, equalize the pressure in the above-packer and under-packer spaces before removing the packer, after removing the packer is flushed out of the well from the remnants of the insulating material and the technological exposure is carried out to set and harden the insulating material (RF patent No. 2354802, publ. 10.05.2009).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, продавка твердеющего тампонажного раствора в заколонное пространство ведется без блокировки обводнившегося нижнего продуктивного пласта, являющегося источником заколонного перетока, что может привести к снижению успешности изоляционных работ. Кроме того, не предусмотрена защита от загрязнений тампонирующим материалом верхнего продуктивного пласта;- firstly, the pumping of the hardening grouting solution into the annulus is carried out without blocking the flooded lower productive formation, which is the source of the annular crossflow, which can lead to a decrease in the success of isolation works. In addition, there is no provision for protection against contamination by the plugging material of the upper reservoir;
- во-вторых, после закачивания твердеющего тампонажного раствора в подпакерное пространство скважины перед его продавкой в заколонное пространство скважины производят дополнительную технологическую операцию по снижению давления в скважине в надпакерном пространстве, при этом надо учитывать, что снижение давления в скважине в надпакерном пространстве производят при помощи сваба по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) путем снижения уровня в скважине до 600 метров, что практически достигается за 6 часов. За это время твердеющий тампонажный раствор успевает схватиться, поэтому последующая его продавка в заколонное пространство практически неосуществима, что также резко снижает успешность изоляционных работ, поэтому продавка твердеющего тампонажного раствора после его закачки в подпакерное пространство скважины должна быть произведена незамедлительно.- secondly, after pumping the hardening cement slurry into the under-packer space of the well, before pushing it into the annulus, an additional technological operation is performed to reduce the pressure in the well in the above-packer space, while it should be borne in mind that pressure reduction in the well in the above-packer space is performed using swab along the tubing string by lowering the level in the well to 600 meters, which is practically achieved in 6 hours. During this time, the hardening cement slurry has time to seize, therefore, its subsequent squeezing into the annulus is practically unfeasible, which also sharply reduces the success of the isolation work, therefore, the hardening cement slurry must be squeezed immediately after it has been pumped into the under-packer space of the well.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ изоляции заколонных перетоков скважины с двумя вскрытыми пластами (патент РФ № 2397313, опубл. 20.08.2010), включающий спуск на технологической колонне труб разбуриваемого пакера оснащённого снизу ниппелем с боковыми отверстиями, вставленным в проходной канал пакера с возможностью герметичного продольного перемещения и оснащенным снизу пробкой для изоляции проходного канала пакера, установку разбуриваемого пакера в интервале перемычки между продуктивным и обводнённым пластами, закачку тампонирующего раствора в подпакерное пространство скважины с созданием избыточного давления для продавливания тампонирующего раствора в заколонное пространство при давлении в нижнем обводнённым пласте выше давления в верхнем продуктивном пласте, вымыв излишков тампонирующего раствора, удаление пакера, проведение технологической выдержки для схватывания и отверждения изолирующего материала. После установки пакера технологическую колонну труб с ниппелем приподнимают так, что боковые отверстия ниппеля располагаются выше пакера, после чего закачивают защитный состав в верхний пласт при изолированном устье, а колонну труб опускают так, что боковые отверстия располагаются ниже пакера. Перед закачкой тампонажного раствора и созданием избыточного давления в нижний пласт нагнетают блокирующий состав. После продавливания изолирующего материала в заколонное пространство колонну труб с ниппелем приподнимают до фиксации пробки в проходном канале пакера и отсоединения ее от ниппеля. Вымывание излишков изолирующего материала производят в надпакерном пространстве перед извлечением ниппеля на колонне труб из скважины, а снятие пакера производят разбуриванием после отверждения изолирующего материала, причём если давление в нижнем пласте выше давления в верхнем пласте, то на время закачки и продавки блокирующего состава создают избыточное давление в межколонном надпакерном пространстве скважины.The closest in technical essence and the achieved result is a method of isolating the behind-the-casing crossflows of a well with two open layers (RF patent No. 2397313, publ. 08/20/2010), including lowering a drillable packer on the production string of pipes equipped with a nipple with side holes inserted into the bore a packer with the possibility of hermetic longitudinal movement and equipped with a bottom plug to isolate the bore of the packer, installation of a drillable packer in the interval of the bridge between the productive and watered formations, pumping the plugging solution into the sub-packer space of the well with the creation of excess pressure to push the plugging solution into the annulus at pressure in the bottom the water-cut formation is higher than the pressure in the upper productive formation, washing out the excess plugging solution, removing the packer, holding the technological holding for the setting and curing of the insulating material. After installing the packer, the process pipe string with the nipple is raised so that the side holes of the nipple are located above the packer, after which a protective compound is pumped into the upper formation with an isolated wellhead, and the pipe string is lowered so that the side holes are located below the packer. Before pumping the cement slurry and creating excess pressure, a blocking compound is injected into the lower formation. After pushing the insulating material into the annulus, the pipe string with the nipple is lifted until the plug is fixed in the packer bore and disconnected from the nipple. Excess insulating material is flushed out in the space above the packer before removing the nipple on the pipe string from the well, and the packer is removed by drilling after the insulating material has solidified, and if the pressure in the lower formation is higher than the pressure in the upper formation, then during the injection and squeezing of the blocking compound, excessive pressure is created in the annular above-packer space of the well.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая надёжность реализации технологии изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине, обусловленная необходимостью перемещения ниппеля с боковыми отверстиями выше и ниже разбуриваемого пакера. Такие технологические операции в процессе проведения изоляционных работ с высокой вероятностью приведут к заклиниванию ниппеля разбуриваемого пакер в скважине, что в итоге приведёт к осложнениям в виде аварийных работ в скважине;- firstly, the low reliability of the implementation of the casing flow isolation technology in the production well, due to the need to move the nipple with side holes above and below the packer being drilled. Such technological operations in the process of carrying out isolation works with a high probability will lead to jamming of the nipple of the packer being drilled in the well, which will ultimately lead to complications in the form of emergency work in the well;
- во-вторых, низкая эффективность изоляции изолирующим составом (тампонажным раствором) заколонного пространства (канала), так как закачку тампонажного раствора проводят через интервалы перфорации нижнего пласта, поэтому основной объём закачиваемого изолирующего состава уходит в нижний пласт, а в заколонное пространство изолирующий состав попадает частично; - secondly, the low efficiency of isolation with an insulating compound (grout) of the annular space (channel), since the injection of grout is carried out through the intervals of perforation of the lower formation, therefore the main volume of the injected isolating composition goes into the lower layer, and the insulating composition enters the annulus partially;
- в-третьих, низкое качество изоляции тампонажным раствором заколонного пространства (канала). Это связанно с неравномерным распределением тампонажного раствора по длине заколонного канала, т.е. невозможно создать в заколонном пространстве плотный цементный камень с равномерным сцеплением с наружными стенками скважины;- thirdly, the low quality of insulation with cement slurry behind the casing (channel). This is due to the uneven distribution of the cement slurry along the length of the annulus, i.e. it is impossible to create in the annulus a dense cement stone with uniform adhesion to the outer walls of the well;
- в-четвёртых, высокое давление продавки изолирующего состава в заколонном пространстве, которое может превысить максимально допустимое давление на пласт в процессе закачки, и как следствие, к прорыву изолирующего состава в продуктивный пласт.- fourthly, the high pressure of squeezing the insulating compound in the annulus, which can exceed the maximum allowable pressure on the formation during the injection process, and as a result, to the breakthrough of the insulating compound into the productive formation.
Техническими задачами изобретения являются повышение надёжности реализации технологии изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине, повышение эффективности изоляции обводнённого пласта, а также снижение давления продавки тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины и повышение надёжности и качества изоляции заколонного пространства.The technical objectives of the invention are to improve the reliability of the implementation of the technology for isolating the behind-the-casing flows in the production well, increasing the efficiency of isolating the watered formation, as well as reducing the pressure for pumping the cement slurry in the annulus of the well and increasing the reliability and quality of the annulus isolation.
Поставленные технические задачи решаются способом изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине, включающим спуск на технологической колонне труб разбуриваемого пакера оснащённого снизу ниппелем с боковыми отверстиями, вставленным в проходной канал пакера с возможностью герметичного продольного перемещения и оснащенным снизу пробкой для изоляции проходного канала пакера, установку разбуриваемого пакера в интервале перемычки между продуктивным и обводнённым пластами, закачку тампонирующего раствора в подпакерное пространство скважины с созданием избыточного давления для продавливания тампонирующего раствора в заколонное пространство при давлении в нижнем обводнённым пласте выше давления в верхнем продуктивном пласте, вымыв излишков тампонирующего раствора, удаление пакера, проведение технологической выдержки для схватывания и отверждения изолирующего материала. The set technical tasks are solved by the method of isolating the behind-the-casing flows in the production well, including lowering the drillable packer on the production string with a nipple with side holes inserted into the packer bore with the possibility of hermetic longitudinal movement and equipped with a plug from the bottom to isolate the packer bore, installing the drillable packer in the interval of the bridge between the productive and watered formations, injecting the plugging solution into the sub-packer space of the well with the creation of excessive pressure to push the plugging solution into the annulus at a pressure in the lower watered formation higher than the pressure in the upper producing formation, flushing out excess plugging fluid, removing the packer, carrying out the process holdings for setting and curing the insulating material.
Новым является то, что перед спуском пакера в скважину в кровле обводненного пласта выполняют горизонтальные каналы и закачивают блокирующий состав, затем в подошве перемычки выполняют горизонтальные каналы и определяют удельную приемистость горизонтальных каналов в подошве перемычки, если удельная приемистость горизонтальных каналов менее 0,6 м3/(чМПа), то перед изоляцией заколонного пространства производят дренирование горизонтальных каналов закачкой кислоты в объёме 0,75 м3 на 1 м высоты горизонтальных каналов с последующим свабированием, далее на технологической колонне труб спускают в скважину посадочный инструмент с разбуриваемым пакером, сажают разбуриваемый пакер выше горизонтальных каналов в интервале перемычки ниже продуктивного пласта, далее при открытой затрубной задвижке вызывают циркуляцию жидкости по технологической колонне труб, посадочный инструмент и разбуриваемый пакер через горизонтальные каналы и заколонному пространству до выхода жидкости на устье добывающей скважины через открытую задвижку, после чего производят закачку и продавку тампонажного раствора в объёме 50% от общего объема тампонажного раствора до выхода тампонажного раствора через интервалы перфорации продуктивного пласта, затем закрывают затрубную задвижку и продолжают тампонирование заколонного пространства циклической закачкой тампонажного раствора до допустимого давления на продуктивный пласт с выдержкой до падения давления в 2 раза от допустимого в первом цикле с последующим увеличением нижнего давления на 1,0-1,5 МПа с каждым последующим циклом до стабилизации давления продавки тампонажного раствора, равного допустимому давлению на продуктивный пласт, с образованием тампонажного моста над разбуриваемым пакером, после чего открывают затрубную задвижку и извлекают из скважины технологическую колонну труб с посадочным инструментом, оставляют скважину на технологическую выдержку затвердевания тампонажного раствора, после чего разбуривают тампонажный мост и разбуриваемый пакер, производят перфорацию продуктивного пласта.The novelty is that before running the packer into the well, horizontal channels are made in the top of the watered formation and a blocking compound is injected, then horizontal channels are made in the bottom of the bulkhead and the specific injectivity of the horizontal channels in the bottom of the bulkhead is determined if the specific injectivity of the horizontal channels is less than 0.6 m 3 / (hMPa), then before isolating the annular space, drainage of the horizontal channels is carried out by pumping acid in a volume of 0.75 m 3 per 1 m of the height of the horizontal channels, followed by swabbing, then a landing tool with a drillable packer is lowered into the well on the production string of pipes, a drillable packer is set above the horizontal channels in the interval of the cofferdam below the productive formation, then, with an open annular valve, fluid is circulated along the production string of pipes, the landing tool and the packer being drilled through the horizontal channels and the annular space until the fluid exits at the wellhead of the producing well the wells through the open valve, after which they pump and squeeze the cement slurry in the volume of 50% of the total volume of the cement slurry until the cement slurry comes out through the intervals of perforation of the productive formation, then close the annular valve and continue plugging the annular space by cyclic pumping of the cement slurry to the permissible pressure on the productive reservoir reservoir with holding until the pressure drops by 2 times from the permissible in the first cycle, followed by an increase in the lower pressure by 1.0-1.5 MPa with each subsequent cycle until the pressure for pumping the cement slurry stabilizes, equal to the permissible pressure on the reservoir, with the formation of a cement bridge above the packer to be drilled, after which the casing valve is opened and the technological string of pipes with the planting tool is removed from the well, the well is left for technological exposure of the cement slurry solidification, after which the cement bridge and the packer being drilled are drilled out, perforate the productive formation.
На фиг. 1-6 схематично и последовательно изображён предлагаемый способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине.FIG. 1-6 schematically and sequentially depicts the proposed method isolation of behind-the-casing flows in a production well.
Способом изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине реализуется следующим образом.The method of isolating behind-the-casing flows in a production well is implemented as follows.
Добывающая скважина 1 (см. фиг. 1) имеет продуктивные верхний 2 и нижний 3 обводненный пласты, разделённые перемычкой 4. Например, добывающая скважина 1 имеет эксплуатационную колонну 1 диаметром 168 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 632-80. Production well 1 (see Fig. 1) has productive upper 2 and lower 3 watered formations, separated by a
В добывающей скважине 1 эксплуатируют вскрытый продуктивный пласт 2 из которого с помощью насосного оборудования ( на фиг. 1-6 не показано) производят отбор нефти. В процессе эксплуатации верхнего продуктивного пласта 2 добывающей скважины 1 (см. фиг. 1) нижний пласт 3 обводняется, при этом давление в нижнем обводнённым пласте 3 выше давления в верхнем продуктивном пласте 2, поэтому в заколонном пространстве 5 добывающей скважины снизу вверх возникает заколонный переток жидкости. Это проявляется в резком увеличении обводнённости добываемой продукции добывающей скважины 1, например до 97%. После чего из добывающей скважины 1 извлекают насосное оборудование.In the producing well 1, the exposed
Приступают к изоляции заколонного перетока жидкости в заколонном пространстве 5 добывающей скважины 1 между нижним обводнённым 3 и верхним продуктивным 2 пластами. При реализации способа используют подъемный агрегат для бурения и ремонта скважин, например, марки УПА 60 производства ООО «КЗНПО» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Кумертау), имеющий допускаемую нагрузку на крюке без установки оттяжек на грунт – 60 т. They begin to isolate the behind-the-casing fluid flow in the
Перед спуском пакера в кровле нижнего обводнённого пласта 3 (см. фиг. 2) выполняют горизонтальные каналы 6' (см. фиг. 2). Горизонтальные каналы 6' выполняют спуском в добывающую скважину 1 любого известного перфоратора на технологической колонне труб, например на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм по ГОСТ 633-80. В качестве перфоратора, например, используют гидромеханический перфоратор ПГМ-168 производства ООО «Нефтяник» (РФ, Республика Татарстан, г. Бугульма). После выполнения горизонтальных каналов 6' извлекают колонну труб с перфоратором из добывающей скважины 1. Например, горизонтальные каналы 6' выполняют в количестве 20 отверстий диаметром 2 см и длиной 30 см, обеспечивающие гидравлическую связь добывающей скважины с нижним обводнённым пластом 3. Before running the packer in the top of the lower watered formation 3 (see Fig. 2), horizontal channels 6 'are made (see Fig. 2). The horizontal channels 6 'are performed by running any known perforator into the production well 1 on the production string of pipes, for example, on tubing with a diameter of 73 mm according to GOST 633-80. As a perforator, for example, a hydromechanical perforator PGM-168 manufactured by OOO Neftyanik (RF, Republic of Tatarstan, Bugulma) is used. After completing the horizontal channels 6 ', the tubing string with the perforator is removed from the production well 1. For example, the horizontal channels 6' are made in the amount of 20 holes with a diameter of 2 cm and a length of 30 cm, providing hydraulic connection of the production well with the lower
Далее в обводненный пласт 3 добывающей скважины 1 через горизонтальные каналы 6' закачивают блокирующий состав 7. Закачку блокирующего состава 7 производят спуском технологической колонны труб в добывающую скважину 1 с последующим извлечением колонны труб из добывающей скважины 1 после закачки блокирующего состава 7. Закачку и продавку блокирующего состава 7 в обводненный пласт 3 производят при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на обводнённый пласт 3. Например максимально допустимое давление равно 10,0 МПа, поэтому закачку и продавку блокирующего состава 7 в обводенный пласт 3 производят при давлении до 10,0 МПа, например 9,0 МПа. Further, a blocking
В качестве блокирующего состава используют, например пенно-гелевую систему «Полифрос», представляющую собой композицию из биоразлагаемых полимеров, функциональные группы которых обладают высокой реакционной способностью по отношению к поливалентным ионам. В результате реакции происходит образование прочной поперечно сшитой структуры («сшитый» полимер) с высокой молекулярной массой и низкой плотностью пенной системы 0,600 г/см3. Выпускается данный блокирующий состав по ТУ 20.59.59-040-91222887-2018. As a blocking composition, for example, a foam-gel system "Polyfros" is used, which is a composition of biodegradable polymers, the functional groups of which are highly reactive towards polyvalent ions. The reaction results in the formation of a strong cross-linked structure ("cross-linked" polymer) with a high molecular weight and a low density of the foam system of 0.600 g / cm 3 . This blocking compound is produced according to TU 20.59.59-040-91222887-2018.
Блокировка обводнённого пласта 3 указанным блокирующим составом позволяет в 1,5-2 раза повысить эффективность изоляции обводнённого пласта 3 за счёт образования прочной структуры сшитого полимера в призабойной зоне добывающей скважины 1, что гарантированно, исключает доступ жидкости из обводнённого пласта 3 в заколонное пространство 5 при дальнейшей его изоляции тампонажным раствором.Blocking the
Далее в подошве перемычки 4 (см. фиг. 3), аналогично как описано выше, спуском в добывающую скважину 1 перфоратора на колонне технологических труб выполняют горизонтальные каналы 6'', после чего из добывающей скважины 1 извлекают колонну труб с перфоратором. Например, горизонтальные каналы 6'' выполняют в количестве 40 отверстий диаметром 2 см и длиной 30 см, обеспечивающие гидравлическую связь добывающей скважины с нижним обводнённым пластом 3. Further, in the bottom of the bulkhead 4 (see Fig. 3), similarly as described above, horizontal channels 6 '' are made by lowering a perforator into the production well 1 on the production pipe string, after which the pipe string with the perforator is removed from the production well 1. For example, 6 '' horizontal channels are made in the number of 40 holes with a diameter of 2 cm and a length of 30 cm, providing hydraulic connection of the production well with the lower
Далее определяют удельную приемистость горизонтальных каналов 6''. Для определения приемистости нарушения 2, например, используют портативный ультразвуковой расходомер жидкости марки TransPort PT878 (на фиг. 1-6 не показано) производства «Промышленный импорт» (Российская Федерация, г. Москва). Производят определение приемистости горизонтальных каналов 6" (см. фиг. 3) с помощью закачки жидкости и расходомера, спущенного в добывающую скважину 1. Next, the specific injectivity of the 6 '' horizontal channels is determined. To determine the injectivity of
Если удельная приемистость горизонтальных каналов 6" менее 0,6 м3/(чМПа), то перед изоляцией заколонного перетока жидкости производят дренирование горизонтальных каналов 6" закачкой кислоты в объёме 0,75 м3 на 1 м высоты горизонтальных каналов 6"в добывающей скважине 1 с последующим свабированием продуктов реакции кислоты с породой. If the specific injectivity of 6 "horizontal channels is less than 0.6 m 3 / (hMPa), then before isolating the behind-the-casing fluid flow, drain the
Например, если удельная приемистость горизонтальных каналов 6" составляет g < 0,6 м3/(чМПа), например g = 0,4 м3/(чМПа), то производят предварительное дренирование горизонтальных каналов 6" (например, высота горизонтальных каналов 6" равна 2 метра) добывающей скважины 1 закачкой по колонне технологических труб (на фиг. 1-4 не показано), например, на колонне насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 кислоты в объёме: 0,75 м3 · 2 = 1,5 м3 до повышения и достижения удельной приемистости g > 0,6 м3/(чМПа) с ожиданием реакции кислоты с породами напротив горизонтальных каналов 6", например в течение 12 часов и последующим свабированием продуктов реакции кислоты с породами горизонтальных каналов 6" по технологической колонне труб ( на фиг. 1-4 не показано). После чего определение удельной приемистости повторяют, при этом удельная приемистость горизонтальных каналов 6" после их дренирования составляет 0,9 м3/(чМПа). Условие выполняется 0,9 м3/(чМПа) > 0,6 м3/(чМПа), тогда приступают к изоляции заколонного пространства 5 в добывающей скважине 1.For example, if the specific injectivity of 6 "horizontal channels is g <0.6 m 3 / (hMPa), for example g = 0.4 m 3 / (hMPa), then the
В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную 22-25% марки В по ТУ 2458-526-05763441-2010.The acid used is, for example, inhibited hydrochloric acid 22-25% grade B according to TU 2458-526-05763441-2010.
Дренирование горизонтальных каналов позволяет снизить давление закачки и продавки тампонажного раствора при изоляции заколонного перетока в заколонном пространстве 5 добывающей скважины 1 и расширить объём заполняемого тампонажным раствором заколонного пространства 5 при последующей изоляции заколонного перетока. Это важно так, как давление закачки и продавки тампонажного раствора не будет превышать максимальное допустимое давление на продуктивный пласт 2 и исключит прорыв в продуктивный пласт 2 цементного раствора при дальнейшей изоляции заколонного пространства 5. Drainage of horizontal channels allows to reduce the pressure of injection and squeezing of the cement slurry when isolating the behind-the-casing flow in the
Далее в добывающую скважину 1 (см. фиг. 3) на технологической колонне труб 8, например колонне насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 спускают посадочный инструмент с разбуриваемым пакером 9.Further, a landing tool with a
В качестве разбуриваемого пакера 9 применяют, например, разбуриваемый пакер марки ПР-168, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер», Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.As a
Разбуриваемый пакер 9 оснащён снизу ниппелем 10 с боковыми отверстиями 11, вставленным в центральный проходной канал разбуриваемого пакера 9 с возможностью герметичного продольного перемещения. Также ниппель разбуривамого пакера 9 снизу оснащён пробкой 12 для изоляции проходного канала разбуриваемого пакера 9.The
Устанавливают (сажают) разбуриваемый пакер 9 в добывающей скважине 1 в интервале перемычки 4 ниже продуктивного пласта 2, но выше горизонтальных каналов 6''.A
Далее, с помощью цементировочного агрегата, например марки ЦА-320 при открытой затрубной задвижке 13 (см. фиг. 3) добывающей скважины 1 вызывают циркуляцию жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/ м3 по колонне технологических труб 8, через проходные каналы посадочного инструмента и разбуриваемого пакера 9 и далее через боковые отверстия 11 ниппеля 10 разбуриваемого пакера 9 и горизонтальные каналы 6'', выполненные в подошве перемычки 4, и заколонное пространство 5 добывающей скважины 1 в межколонное пространство 14 добывающей скважины 1 с выходом жидкости на устье через открытую затрубную задвижку 13.Next, using the cementing assembly, e.g. brand CA-320 with an open annulus gate valve 13 (see. FIG. 3) of the production well 1 causes circulation of the liquid, for example waste water a density of 1100 kg / m 3, the
После чего с помощью цементировочного агрегата производят закачку и продавку тампонажного раствора в объёме 50% от общего объема тампонажного раствора до выхода тампонажного раствора 15 через вскрытый верхний продуктивный пласт 2 в межколонное пространство 14 добывающей скважины 1. Общий объем тампонажного раствора определяется в зависимости от наружного и внутреннего диаметров добывающей скважины 1, высоты перемычки 4 и подбирается опытным путём.After that, using the cementing unit, the cementing slurry is pumped in and squeezed out in a volume of 50% of the total volume of the cement slurry until the
Например, общий объем тампонажного раствора 15, определенный геологической службой нефтегазодобывающего управления составляет 6 м3 , например цементного раствора.For example, the total volume of the
Тогда с помощью цементировочного агрегата производят закачку и продавку тампонажного раствора в объёме (50% · 6 м3) / 100 % = 3,0 м3 до выхода тампонажного раствора 15 через вскрытый верхний продуктивный пласт 2 в межколонное пространство 14 добывающей скважины 1, при этом начальное давление закачки и продавки тампонажного раствора составили 4,0 МПа , а конечное 7,0 МПа. Значения давления контролируются по манометру цементировочного агрегата.Then, using the cementing unit, the cementing slurry is injected and squeezed out in a volume of (50% 6 m 3 ) / 100% = 3.0 m 3 until the
Для приготовления изолирующего материала (тампонажного раствора), например плотностью 1850 м3/кг применяют цемент марки (ПЦТ-I-G-CC-1) портландцемент тампонажный, бездобавочный типа I-G высокой сульфатостойкости по ГОСТ 1581-96.To prepare an insulating material (grouting mortar), for example, with a density of 1850 m 3 / kg, use cement grade (PCT-IG-CC-1), portland cement plugging, without additives, type IG, high sulfate resistance according to GOST 1581-96.
Затем, не прерывая процесс, закрывают затрубную задвижку и продолжают тампонирование затрубного пространства 5 (см. фиг. 4) циклической закачкой тампонажного раствора до допустимого давления на продуктивный пласт 2 с выдержкой до падения давления в 2 раза от допустимого в первом цикле с последующим увеличением нижнего давления на 1,0-1,5 МПа с каждым последующим циклом до стабилизации давления продавки тампонажного раствора, равного допустимому давлению на продуктивный пласт с образованием тампонажного моста над разбуриваемым пакером.Then, without interrupting the process, the casing valve is closed and the plugging of the annular space 5 (see Fig. 4) is continued by cyclic pumping of grouting slurry to the permissible pressure on the
Например, допустимое давление на продуктивный пласт составляет 12,0 МПа, тампонирование производят с помощью цементировочного агрегата циклически при закрытой затрубной задвижке 13:For example, the permissible pressure on the reservoir is 12.0 MPa, plugging is performed using a cementing unit cyclically with a closed annular valve 13:
- первый цикл: закачивают цементный раствор в заколонное пространство 5 до достижения давления на манометре цементировочного агрегата 12,0 МПа. Останавливают процесс закачки, выдерживают до падения давления на манометре насосного агрегата в 2 раза, т.е. до 6,0 МПа, при этом было закачано 0,9 м3 цементного раствора;- the first cycle: cement slurry is pumped into the
- второй цикл: закачивают цементный раствор в заколонное пространство 5 до достижения давления на манометре цементировочного агрегата 12,0 МПа. Останавливают процесс закачки, выдерживают до падения давления на манометре насосного агрегата с увеличением нижнего давления, например на 1,5 МПа, т.е. до 6, 0 МПа +1,5 МПа=7,5 МПа, при этом было закачано 0,8 м3 цементного раствора;- the second cycle: cement slurry is pumped into the
- третий цикл: закачивают цементный раствор в затрубное пространство 5 до достижения давления на манометре цементировочного агрегата 12,0 МПа. Останавливают процесс закачки, выдерживают до падения давления на манометре насосного агрегата с увеличением нижнего давления, например на 1,5 МПа, т.е. до 7,5 МПа +1,5 МПа=9,0 МПа, при этом было закачано 0,6 м3 цементного раствора;- the third cycle: cement slurry is pumped into the
- четвёртый цикл: закачивают цементный раствор в затрубное пространство 5 до достижения давления на манометре цементировочного агрегата 12,0 МПа. Останавливают процесс закачки, выдерживают до падения давления на манометре насосного агрегата с увеличением нижнего давления, например на 1,5 МПа, т.е. до 9,0 МПа +1,5 МПа=10,5 МПа, при это было закачано 0,4 м3 цементного раствора;- the fourth cycle: cement slurry is pumped into the
- пятый цикл: закачивают цементный раствор в затрубное пространство 5 до достижения давления на манометре цементировочного агрегата 12,0 МПа. Останавливают процесс закачки, выдерживают до падения давления на манометре насосного агрегата с увеличением нижнего давления, например на 1,5 МПа, т.е. до 10,5 МПа + 1,5 МПа = 12,0 МПа при этом было закачано 0,3 м3 цементного раствора.- the fifth cycle: cement slurry is pumped into the
Таким образом при реализации способа изоляции заколонного перетока (заколонного пространства 5) в добывающей скважине 1 был закачан тампонажный раствор в следующем объёме: 3,0 м3+0,9 м3 + 0,8 м3+0,6 м3 + 0,4 м3+0,3 м3 = 6 м3.Thus, when implementing the method insulation casing flows (annulus 5) in the production well 1 was pumped cement slurry in the following volume: 3.0 m 3 0.9 m 3 0.8 m 3 0.6 m 3 + 0 , 4 m 3 +0.3 m 3 = 6 m 3 .
Затем открывают затрубную задвижку 13. С устья добывающей скважины 1 приподнимают технологическую колонну труб 8, например на 2 м, при этом сначала ниппель, сверху жестко соединённый с посадочным инструментом перемещается вверх относительно разбуриваемого пакера, и в определенный момент времени пробка 12 входит снизу в проходной канал разбуриваемого пакера 9. Натягивают колонну технологических труб 8 вверх, при этом пробка 12 отсоединяется от ниппеля 10 (благодаря срезному элементу на фиг. 1-6 не показано). Пробка 12 (см. фиг. 5) остается в проходном канале разбуриваемого пакера 9, при этом пробка 12 герметично перекрывает проходной канал разбуриваемого пакера 9 снизу от попадания тампонажного раствора 15 в межколонное пространство 14 через разбуриваемый пакер 9. Далее извлекают из добывающей скважины 1 колонну технологических труб 8 с посадочным инструментом. Then the
В процессе циклической закачки излишки цементного раствора 15 из заколонного пространтсва 5 добывающей скважины выдавливаются в межколонное пространство 14 и образуют тампонажный мост над разбуриваемым пакером 9.In the process of cyclic pumping,
Оставляют добывающую скважину 1 на технологическую выдержку затвердевания тампонажного раствора 15, например на 48 часов. После истечения этого времени сначала долотом на технологической колонне труб разбуривают мост, а затем спуском фрезы на технологической колонне труб фрезеровкой удаляют разбуриваемый пакер 9.Leave the producing well 1 for the technological exposure of the
Далее спуском перфоратора на технологической колонне труб производят повторную перфорацию 16 (см. фиг. 6) продуктивного пласта 2. Ремонтные работы завершены. Оснащают добывающую скважину 1 насосным оборудованием и запускают скважину в эксплуатацию.Further, by lowering the perforator on the technological pipe string, re-perforation 16 (see Fig. 6) of the
Повышается надёжность реализации технологии изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине, так как гарантированно исключается заклинивание ниппеля разбуриваемого пакера в скважине, потому что ниппель перемещается относитльно разбуриваемого пакера один раз после проведения изоляционных (тампонажных) работ.The reliability of the implementation of the technology for isolating casing flows in the production well increases, since jamming of the nipple of the packer being drilled in the well is guaranteed to be excluded, because the nipple moves relative to the packer being drilled once after the isolation (plugging) work.
Повышается эффективность изоляции изолирующим составом (тампонажным раствором) заколонного пространства (канала), так как гарантированно исключается прорыв изолирующего состава (тампонажного раствора) в нижний обводнённый пласт благодаря его блокировке сшитым полимером.The effectiveness of isolation with an insulating compound (grouting slurry) of the annular space (channel) is increased, since it is guaranteed that the insulating composition (grouting slurry) breaks out into the lower watered formation due to its blocking with a cross-linked polymer.
Повышается качество изоляции тампонажным раствором заколонного пространства за счёт циклической закачки тампонажного раствора. Благодаря чему цементный раствор с каждым циклом закачки равномерно распределяется во все открытые полости в заколонном пространстве по всему его объёму. В результате в заколонном пространстве добывающей скважины создается плотный цементный камень с равномерным сцеплением с наружными стенками скважины.The quality of the cement slurry insulation of the annulus is improved due to the cyclic pumping of the cement slurry. Due to this, the cement slurry with each injection cycle is evenly distributed into all open cavities in the annulus along its entire volume. As a result, a dense cement stone is created in the annulus of the production well with uniform adhesion to the outer walls of the well.
Дренирование горизонтальных каналов перед проведением тампонажных работ позволяет снизить давление закачки и продавки изолирующего состава (цементного раствора) в заколонное пространство добывающей скважины. Также снижение давления закачки и продавки цементного раствора позволяет исключить прорыв цементного раствора в продуктивный пласт.Drainage of horizontal channels prior to cementing works allows to reduce the injection pressure and displacement of the insulating compound (cement slurry) into the annulus of the production well. Also, a decrease in the injection and squeezing pressure of the cement slurry makes it possible to exclude the breakthrough of the cement slurry into the reservoir.
Предлагаемый способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине позволяет:The proposed method for isolating behind-the-casing flows in a production well allows:
- повысить надёжность реализации технологии;- to increase the reliability of the technology implementation;
- повысить эффективность изоляции обводнённого пласта и заколонного пространства; - to increase the efficiency of isolation of the watered formation and annulus;
- снизить давление продавки тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины;- to reduce the pressure of pumping the cement slurry in the annulus of the well;
- повысить качество изоляции заколонного пространства.- to improve the quality of the annular space insulation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020119302A RU2739181C1 (en) | 2020-06-10 | 2020-06-10 | Insulation method for behind-the-casing flows in production well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020119302A RU2739181C1 (en) | 2020-06-10 | 2020-06-10 | Insulation method for behind-the-casing flows in production well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2739181C1 true RU2739181C1 (en) | 2020-12-21 |
Family
ID=74063041
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020119302A RU2739181C1 (en) | 2020-06-10 | 2020-06-10 | Insulation method for behind-the-casing flows in production well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2739181C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2774251C1 (en) * | 2021-05-30 | 2022-06-16 | Дмитрий Сергеевич Леонтьев | Method for eliminating flows behind the casing in petroleum production boreholes |
| CN114961695A (en) * | 2022-05-31 | 2022-08-30 | 中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司 | Comprehensive drilling monitoring device and installation method thereof |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2126880C1 (en) * | 1998-02-27 | 1999-02-27 | Мамедов Борис Абдулович | Method for isolation of gas interflows in hole clearance |
| SU1832822A1 (en) * | 1989-08-09 | 2000-09-20 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению скважин и буровым растворам | METHOD OF REPAIRING THE CROWDER SPACE OF THE WELL |
| RU2354802C1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well repair |
| RU2397313C1 (en) * | 2009-07-24 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for repair of annulus space of string borehole with two exposed formations |
| US9771774B2 (en) * | 2015-10-26 | 2017-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Zone isolation cementing system and method |
-
2020
- 2020-06-10 RU RU2020119302A patent/RU2739181C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1832822A1 (en) * | 1989-08-09 | 2000-09-20 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектный институт по креплению скважин и буровым растворам | METHOD OF REPAIRING THE CROWDER SPACE OF THE WELL |
| RU2126880C1 (en) * | 1998-02-27 | 1999-02-27 | Мамедов Борис Абдулович | Method for isolation of gas interflows in hole clearance |
| RU2354802C1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well repair |
| RU2397313C1 (en) * | 2009-07-24 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for repair of annulus space of string borehole with two exposed formations |
| US9771774B2 (en) * | 2015-10-26 | 2017-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Zone isolation cementing system and method |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2774251C1 (en) * | 2021-05-30 | 2022-06-16 | Дмитрий Сергеевич Леонтьев | Method for eliminating flows behind the casing in petroleum production boreholes |
| RU2776018C1 (en) * | 2021-06-06 | 2022-07-12 | Дмитрий Сергеевич Леонтьев | Method for eliminating flows behind the casing in a petroleum production borehole from an underlying aquifer |
| CN114961695A (en) * | 2022-05-31 | 2022-08-30 | 中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司 | Comprehensive drilling monitoring device and installation method thereof |
| RU2808347C1 (en) * | 2023-05-23 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for eliminating annular circulation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| US7478674B2 (en) | System and method for fracturing and gravel packing a wellbore | |
| RU2739181C1 (en) | Insulation method for behind-the-casing flows in production well | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| RU2682391C1 (en) | Formation in the well interval by interval multi-stage hydraulic fracturing performance method and a device for its implementation | |
| RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| RU2183724C2 (en) | Method of recovery of bottom-hole formation zone of gas well | |
| RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
| RU2644360C1 (en) | Installation method of cement bridge in well | |
| RU2354802C1 (en) | Method for well repair | |
| RU2397313C1 (en) | Procedure for repair of annulus space of string borehole with two exposed formations | |
| CN110847850B (en) | Underground high-pressure-bearing large-flow out-of-control hydrological drilling plugging system and method | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2431747C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposit | |
| RU2661935C1 (en) | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit | |
| RU2484241C2 (en) | Gas well completion method | |
| RU2092673C1 (en) | Method for repair of production casing string in well | |
| RU2730158C1 (en) | Repair method of production casing of producing well | |
| RU2783030C1 (en) | Method for thermochemical treatment of an oil reservoir | |
| RU2354804C1 (en) | Method for well repair | |
| RU2794105C1 (en) | Method for isolating water inflows in gas wells with a sub-horizontal wellbore end | |
| RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
| RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2397314C1 (en) | Procedure for repair of annulus space of string borehole with two exposed formations |