RU2100569C1 - Method of cementing of wells with abnormally high formation pressure - Google Patents
Method of cementing of wells with abnormally high formation pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2100569C1 RU2100569C1 RU96101731/03A RU96101731A RU2100569C1 RU 2100569 C1 RU2100569 C1 RU 2100569C1 RU 96101731/03 A RU96101731/03 A RU 96101731/03A RU 96101731 A RU96101731 A RU 96101731A RU 2100569 C1 RU2100569 C1 RU 2100569C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- cementing
- mpa
- grouting
- wellhead
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 14
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 20
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 6
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 3
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 abstract description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 4
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способам цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями. The invention relates to drilling wells, in particular to methods of cementing wells with abnormally high reservoir pressures.
Известен способ цементирования скважин путем закачки тампонажного раствора в обсадную колонну и продавки его в затрубное пространство с оставлением цементного стакана в колонне и создание давления в затрубном пространстве при затвердевании тампонажного раствора, давление в затрубном пространстве повышают ступенями в соответствии с падением гидростатического давления столба тампонажного раствора [1]
Недостатком способа является то, что повышение избыточного давления осуществляют ступенчато, с остановками для определения начала схватывания тампонажного раствора, что не обеспечивает компенсацию падения давления гидростатического столба раствора и не исключает оставление избыточного цементного стакана.A known method of cementing wells by pumping cement slurry into the casing and pushing it into the annulus with leaving a cement bead in the string and creating pressure in the annulus when the grout hardens, the pressure in the annulus increase in steps in accordance with the drop in the hydrostatic pressure of the grout column [ 1]
The disadvantage of this method is that the increase in overpressure is carried out stepwise, with stops to determine the start of setting of grouting mortar, which does not compensate for the pressure drop of the hydrostatic column of the mortar and does not exclude the abandonment of the excess cement glass.
Наиболее близким к предлагаемому по назначению и совокупности существенных признаков является способ разобщения пластов в скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий спуск колонны в скважину, подачу тампонажного раствора в заколонное пространство, передачу на него с устья избыточного (дополнительного) давления, компенсирующего снижение гидростатического давления тампонажного раствора и снятие избыточного давления, установку пакера на колонну выше пластов с аномально высокими пластовыми давлениями, после передачи на тампонажный раствор дополнительного давления отмечают прекращение снижения его гидростатического давления, после чего пакер приводят в рабочее положение, а избыточное давление снимают после образования камня из тампонажного раствора [2]
Недостатком известного способа разобщения пластов в скважинах с аномально высокими давлениями является низкая эффективность цементирования за счет флюидопроявлений во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) при переходе тампонажного раствора из жидкого состояния в твердое из-за надежной компенсации падения давления гидростатического столба тампонажного раствора, возможности гидроразрыва пласта и поглощения тампонажного раствора. При этом определение периодичности повышения избыточного давления производится по времени начала схватывания тампонажного раствора в статических условиях, и не учитывается влияние на него динамики движения тампонажного раствора и изменения скважинных условий в процессе цементирования. Таким образом определение скорости увеличения избыточного давления в заколонном пространстве с устья скважины, а также времени воздействия и значения конечного избыточного давления производится без достаточного обоснования.Closest to the proposed purpose and a combination of essential features is a method of separating the formations in wells with abnormally high formation pressures, including lowering the column into the well, supplying grouting mortar to the annulus, transferring excess (additional) pressure to it from the mouth, compensating for the decrease in hydrostatic pressure cement slurry and removal of excess pressure, the installation of the packer on the column above the strata with abnormally high reservoir pressures, after If the additional pressure grouting mortar is observed, the hydrostatic pressure drop is stopped, after which the packer is put into working position, and the excess pressure is removed after the stone is formed from the grouting mortar [2]
The disadvantage of this method of separation of formations in wells with abnormally high pressures is the low efficiency of cementing due to fluid manifestations while waiting for the cement to harden (cementing slurry) during the transition of the grout from the liquid state to the solid due to reliable compensation of the pressure drop of the hydrostatic column of the grout, the possibility of hydraulic fracturing and absorption of cement slurry. In this case, the determination of the frequency of increase in overpressure is determined by the time the cement slurry begins to set in static conditions, and the influence of the dynamics of the grouting slurry and changes in well conditions during cementing is not taken into account. Thus, the determination of the rate of increase in excess pressure in the annulus from the wellhead, as well as the exposure time and the value of the final overpressure, is made without sufficient justification.
С учетом изложенного практическое применение известного способа крайне затруднительно. Based on the foregoing, the practical application of the known method is extremely difficult.
Изобретение решает задачу повышения эффективности цементирования скважин путем исключения флюидопроявлений во время ОЗЦ, образования напряженного цементного камня за колонной обсадный труб, а также повышения надежности предотвращения поглощений тампонажного раствора. The invention solves the problem of increasing the efficiency of well cementing by eliminating fluid manifestations during the mud formation, the formation of stressed cement stone behind the casing string, and also improving the reliability of preventing the absorption of grouting mortar.
Для решения указанной задачи в заявляемом способе цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающем подачу тампонажного раствора в заколонное пространство, передачу на него с устья избыточного давления, компенсирующего снижение гидростатического давления тампонажного раствора, и снятие избыточного давления, первоначально избыточное давление создают величиной, равной потере давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце процесса цементирования, поддерживают его до момента загустевания тампонажного раствора в забое, после чего равномерно повышают до момента загустевания тампонажного раствора на устье скважины. При этом величину избыточного давления определяют по формуле:
Pизб. Pк + Pгп Pж < Pгр,
где Pк потери давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце цементирования, МПа;
Pгп давление гидростатического столба промывочной жидкости, МПа;
Pж давление гидростатического столба жидкости затворения, МПа;
Pгр давление гидровзрыва пласта или поглощения, МПа.To solve this problem in the inventive method of cementing wells with abnormally high reservoir pressures, including the supply of cement slurry into the annulus, transferring overpressure to it from the mouth, compensating for the decrease in hydrostatic pressure of the cement slurry, and relieving the overpressure, initially create an excess pressure equal to loss of pressure on hydraulic resistance in the annulus at the end of the cementing process, support it until gelling behavior of cement slurry at the bottom, and then uniformly raised until thickening plugging solution at the wellhead. In this case, the excess pressure is determined by the formula:
P hut P to + P gp P w <P gr ,
where P is the pressure loss on hydraulic resistance in the annulus at the end of cementation, MPa;
P GP the pressure of the hydrostatic column of washing fluid, MPa;
P W the pressure of the hydrostatic column of a mixing liquid, MPa;
P gr the pressure of the hydraulic fracturing or absorption, MPa.
Известно, что момент резкого роста консистентности тампонажного раствора соответствует моменту приближения начала схватывания тампонажного раствора [3] На время схватывания тампонажного раствора в основном влияет температура и давление, которые практически изменяются пропорционально глубине скважины [4]
Достигаемый технический результат состоит в том, что при осуществлении изобретения в тампонажном растворе в заколонном пространстве сразу же по окончании цементирования начинается интенсивный процесс структурообразования, и в ходе дальнейшего затвердевания тампонажного раствора гарантируется недопущение поглощения, гидроразрыва пласта и надежная компенсация снижения давления тампонажного раствора, что обеспечивает повышение эффективности цементирования скважин.It is known that the moment of sharp increase in the consistency of grouting mortar corresponds to the moment of the beginning of setting of grouting mortar [3]. The setting time of grouting mortar is mainly influenced by temperature and pressure, which practically vary in proportion to the depth of the well [4]
The technical result achieved is that when the invention is carried out in cement slurry in the annulus immediately after cementing, an intensive structure formation process begins, and during further solidification of the grouting mortar, the prevention of absorption, hydraulic fracturing and reliable compensation for reducing the pressure of the grouting mortar is ensured, which ensures increasing the efficiency of cementing wells.
Избыточное давление, создаваемое равным потере давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце процесса цементирования и поддерживаемое до момента загустевания тампонажного раствора в забойных условиях, позволяет исключить контракционные процессы, происходящие в растворе в начальный период твердения, что способствует формированию прочного безусадочного цементного камня. Повышение избыточного давления в заколонном пространстве, осуществляемое равномерно с момента загустевания тампонажного раствора в забойных условиях до момента загустевания раствора в условиях верхнего участка (устья) скважины позволяет надежно компенсировать снижение гидростатического давления раствора, тем самым исключить флюидопроявления. The excess pressure created equal to the loss of pressure on hydraulic resistance in the annulus at the end of the cementing process and maintained until the cement slurry thickens in the bottomhole conditions eliminates the contraction processes that occur in the solution during the initial hardening period, which contributes to the formation of a durable, non-shrink cement stone. The increase in overpressure in the annulus, carried out evenly from the moment of thickening of the grout in the bottomhole conditions to the time of thickening of the solution in the conditions of the upper section (well) of the well, reliably compensates for the decrease in the hydrostatic pressure of the solution, thereby eliminating fluid manifestations.
Способ реализуется следующим образом. В обсадную колонну закачивают тампонажный раствор и продавливают его в заколонное пространство. Сразу же после окончания цементирования, давление в обсадной колонне снижают до атмосферного, заколонное пространство у устья скважины герметизируют, например, превентором, и создают в заколонном пространстве с устья скважины избыточное давление при помощи цементирующего агрегата величиной, равной потере давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце процесса цементирования и поддерживают его до момента загустевания (резкого роста консистенции) тампонажного раствора на забое скважины. Затем равномерно повышают избыточное давление в заколонном пространстве до момента загустевания (резкого роста консистенции) тампонажного раствора на устье скважины (на верхнем участке тампонажного раствора) до величины, определяемой по формуле:
Pизб. Pк + Pгп Pж < Pгр
и поддерживают его до конца ОЗЦ, а затем давление в заколонном пространстве стравливают до атмосферного.The method is implemented as follows. The grouting solution is pumped into the casing and forced into the annulus. Immediately after the completion of cementing, the pressure in the casing string is reduced to atmospheric pressure, the annulus at the wellhead is sealed, for example, with a preventer, and excessive pressure is created in the annulus from the wellhead using a cementing unit equal to the pressure loss on hydraulic resistance in the annulus at the end of the cementing process and support it until the thickening (sharp increase in consistency) of the cement slurry at the bottom of the well. Then the overpressure in the annulus is uniformly increased until the thickening (sharp increase in consistency) of the cement slurry at the wellhead (in the upper portion of the cement slurry) to a value determined by the formula:
P hut P k + P gp P w <P gr
and support it until the end of the OZC, and then the pressure in the annular space is vented to atmospheric.
Пример. Эксплуатационная колонна диаметром 139,7 мм спущена на глубину 3000 м. По данным промыслово-геофизических исследований продуктивный пласт залегает в интервале 2950 3000 м, пластовое давление на глубине 3000 м равно 45,0 МПа, давление гидровзрыва пласта 60,0 МПа. Эксплуатационную колонну цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1900 кг/м3, затворенным на минерализованной воде плотностью 1100 кг/м3. Плотность промывочной жидкости 1600 кг/м3. Потери на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце цементирования определяли расчетным путем [3] которые составили 2,7 МПа. Перед началом цементирования на продуктивный пласт на глубине 3000 м действует гидростатическое давление промывочной жидкости, которое составляет 48,0 МПа, что выше пластового давления. После окончания цементирования до начала структурообразования на продуктивный пласт действует давление столба тампонажного раствора, равное 56,0 МПа. В процессе структурообразования и дальнейшего твердения давление на пласт снижается до 33,0 МПа (до давления столба минерализованной воды плотностью 1160 кг/м3. Время цементирования обсадной колонны составляет 3 ч. По предварительным лабораторным исследованиям время резкого роста консистенции тампонажного раствора по консистометру КЦ-3 при забойных условиях составляет 4,0 ч. а в условиях верхнего интервала (200 м от устья скважины) составляет 7,0 ч. Сразу по окончании цементирования и герметизации заколонного пространства с устья в заколонном пространстве создают избыточное давление, равное 2,7 МПа и поддерживают в течение 1 ч, что соответствует разности времени начала интенсивного роста консистенции тампонажного раствора в забойных условиях и общего времени цементирования. После этого избыточное давление в заколонном пространстве равномерно увеличивают в течение последующих 3 ч на 15,0 МПа, что соответствует разности давлений гидростатических столбов промывочной жидкости и жидкости затворения. Затем избыточное давление, равное 17,7 МПа, поддерживают до момента окончания ОЗЦ. По окончании времени ОЗЦ избыточное давление в заколонном пространстве снижают до атмосферного.Example. The production string with a diameter of 139.7 mm was lowered to a depth of 3000 m. According to field geophysical studies, the reservoir is in the range of 2950 3000 m, the reservoir pressure at a depth of 3000 m is 45.0 MPa, the hydraulic fracturing pressure is 60.0 MPa. The production casing is cemented to the mouth with cement slurry with a density of 1900 kg / m 3 , shut in mineralized water with a density of 1100 kg / m 3 . The density of the flushing fluid is 1600 kg / m 3 . Losses on hydraulic resistance in annular space at the end of cementing were determined by calculation [3] which amounted to 2.7 MPa. Before cementing begins, the hydrostatic pressure of the flushing fluid, which is 48.0 MPa, which is higher than the reservoir pressure, acts on the reservoir at a depth of 3000 m. After cementing is completed, before the start of structure formation, the column pressure of the grouting mortar is equal to 56.0 MPa. In the process of structure formation and further hardening, the pressure on the formation decreases to 33.0 MPa (to a column of mineralized water with a density of 1160 kg / m 3. The cementing time of the casing is 3 hours. According to preliminary laboratory studies, the time of a sharp increase in the consistency of the cement slurry according to the KC- consistometer is 3 at bottomhole conditions is 4.0 hours and at the upper interval (200 m from the wellhead) is 7.0 hours. Immediately after cementing and sealing the annulus from the mouth in the annulus They create an excess pressure equal to 2.7 MPa and maintain for 1 h, which corresponds to the difference between the time of the beginning of the intensive growth of the cement slurry consistency in the bottomhole conditions and the total cementing time, after which the overpressure in the annular space is uniformly increased over the next 3 hours by 15.0 MPa, which corresponds to the pressure difference of the hydrostatic columns of the washing liquid and mixing liquid. Then, an overpressure of 17.7 MPa is maintained until the end of the OZC. At the end of the time, the excess pressure in the annular space is reduced to atmospheric.
Применение предложенного способа цементирования обеспечивает эффективность крепления скважин за счет исключения флюидопроявлений, гидровзрыва пласта и поглощения тампонажного раствора, а также образования безусадочного напряженного цементного камня в заколонном пространстве, что, в конечном итоге, способствует повышению надежности и долговечности работы скважины и исключению неопределенных ремонтных и ликвидационных работ при эксплуатации скважины. The application of the proposed cementing method ensures the efficiency of well fixing due to the elimination of fluid manifestations, hydraulic explosion of the formation and absorption of cement slurry, as well as the formation of non-shrinking stressed cement stone in the annulus, which ultimately helps to increase the reliability and durability of the well and the elimination of uncertain repair and liquidation work during the operation of the well.
Источники информации:
1. Авторское свидетельство СССР N 759704, кл. E 21 B 33/13, Б.И. N 32, 1980.Information sources:
1. USSR author's certificate N 759704, cl. E 21 B 33/13 B.I. N 32, 1980.
2. Авторское свидетельство СССР N 1182154, кл. E 21 B 33/13, Б.И. N 36, 1985. 2. USSR author's certificate N 1182154, cl. E 21 B 33/13 B.I. N 36, 1985.
3. Левайн Д.К. и др. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1980, N 10, с. 8-10. 3. Levine D.K. and others. Prevention of gas migration in the annulus of the cemented well. Oil, gas and petrochemicals abroad, 1980, N 10, p. 8-10.
4. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М. Недра, с. 88-89. 4. Bulatov A. I. The formation and operation of cement stone in the well. M. Nedra, p. 88-89.
5. Соловьев Е. М. Задачник по заканчиванию скважин. М. Недра, 1989, с. 165-173. 5. Soloviev E. M. Completion of the well. M. Nedra, 1989, p. 165-173.
Claims (1)
Ризб Рк + Ргп Рж < Ргр, МПа,
где Рк потери давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце цементирования, МПа;
Ргп давление гидростатического столба промывочной жидкости, МПа;
Рж давление гидростатического столба жидкости затворения тампонажного раствора, МПа;
Ргр давление гидроразрыва пласта или поглощения, МПа.A method of cementing wells with abnormally high reservoir pressures, including supplying the grouting solution to the annulus, transferring overpressure to it from the wellhead to compensate for the decrease in the hydrostatic pressure of the grouting fluid, and relieving the overpressure, characterized in that the initial overpressure is created by a value equal to the pressure loss hydraulic resistance in the annular space at the end of the cementing process, support it until the grouting thickens of the mud at the bottom, then uniformly increase until the time of thickening of the cement slurry at the wellhead to a value of P h , determined by the formula
R huts R to + P gp R w <P gr , MPa,
where P to the pressure loss on hydraulic resistance in the annular space at the end of cementation, MPa;
P gp pressure of the hydrostatic column of flushing fluid, MPa;
P r the pressure of the hydrostatic column of the fluid mixing cement slurry, MPa;
P gr fracturing pressure or absorption, MPa.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96101731/03A RU2100569C1 (en) | 1996-01-10 | 1996-01-10 | Method of cementing of wells with abnormally high formation pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96101731/03A RU2100569C1 (en) | 1996-01-10 | 1996-01-10 | Method of cementing of wells with abnormally high formation pressure |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU96101731A RU96101731A (en) | 1996-12-10 |
| RU2100569C1 true RU2100569C1 (en) | 1997-12-27 |
Family
ID=20176314
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96101731/03A RU2100569C1 (en) | 1996-01-10 | 1996-01-10 | Method of cementing of wells with abnormally high formation pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2100569C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2220276C2 (en) * | 2002-01-28 | 2003-12-27 | Рябоконь Сергей Александрович | Process of well cementing |
| RU2223386C2 (en) * | 2002-04-15 | 2004-02-10 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Sealing of pipe and string clearance |
| RU2580565C1 (en) * | 2015-01-28 | 2016-04-10 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Well completion method |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111470840B (en) * | 2020-04-23 | 2022-05-31 | 中国文化遗产研究院 | Stone cultural relic surface crack repairing material and preparation method thereof |
-
1996
- 1996-01-10 RU RU96101731/03A patent/RU2100569C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| SU, авторское свидетельство, 759704, кл. E 21 B 33/13, 1980. SU, авторское свидетельство, 1182154, кл. E 21 B 33/13, 1985. Левайн Д.К. и др. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины. Журнал "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом". N 10, 1980, с.8 - 10. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. - М.: Недра, 1990, с.88, 89. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. - М.: Недра, 1989, с.165 - 173. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2220276C2 (en) * | 2002-01-28 | 2003-12-27 | Рябоконь Сергей Александрович | Process of well cementing |
| RU2223386C2 (en) * | 2002-04-15 | 2004-02-10 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Sealing of pipe and string clearance |
| RU2580565C1 (en) * | 2015-01-28 | 2016-04-10 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Well completion method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU96101731A (en) | 1996-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8235116B1 (en) | Well remediation using surfaced mixed epoxy | |
| RU2108445C1 (en) | Method for restoring tightness of casing clearance | |
| US4436165A (en) | Drain hole drilling | |
| RU2067158C1 (en) | Method for reverse cementing of casing in well | |
| US4386806A (en) | Well repair for in situ leaching | |
| RU2139413C1 (en) | Method for construction of wells | |
| RU2100569C1 (en) | Method of cementing of wells with abnormally high formation pressure | |
| WO2005017300A2 (en) | Continuous monobore liquid lining system | |
| RU2136879C1 (en) | Method for selective isolation of water inflows in oil wells | |
| RU2152507C1 (en) | Method of insulating water-development strata | |
| RU2211303C2 (en) | Method of shutoff of water inflow to well | |
| CN111827949B (en) | Accurate residual oil utilization method for ultra-low permeability sandstone reservoir | |
| RU2576416C1 (en) | Method to fix process wells of underground storages of gaseous and liquid hydrocarbons (versions) | |
| RU2153571C2 (en) | Method of tightness recovery of well tubing-casing annular space | |
| RU2175711C1 (en) | Process of attachment of casing strings in well | |
| RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
| RU2188308C1 (en) | Method of gas well killing | |
| Teodoriu et al. | Can Geothermal Wells Go Cementless | |
| RU2242582C2 (en) | Device for pressurization of torn column in a well (variants) | |
| RU2217576C2 (en) | Process isolating productive and nonproductive formations | |
| US3583485A (en) | Thermal prestressing of casing | |
| RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method | |
| RU2101464C1 (en) | Well cementation method | |
| RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
| RU2023137C1 (en) | Method for well cementation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050111 |