RU2412333C1 - Procedure for recovery of tightness in flow string of well - Google Patents
Procedure for recovery of tightness in flow string of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2412333C1 RU2412333C1 RU2010114944/03A RU2010114944A RU2412333C1 RU 2412333 C1 RU2412333 C1 RU 2412333C1 RU 2010114944/03 A RU2010114944/03 A RU 2010114944/03A RU 2010114944 A RU2010114944 A RU 2010114944A RU 2412333 C1 RU2412333 C1 RU 2412333C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- calcium chloride
- density
- well
- aqueous solution
- process fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 37
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 35
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 35
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 31
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000011440 grout Substances 0.000 claims abstract 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 28
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 7
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 2
- 210000003608 fece Anatomy 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при ликвидации негерметичности обсадной колонны в скважине, изоляции водопритоков и межпластовых перетоков в скважине.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in eliminating casing leakage in a well, isolating water inflows and interstratum flows in a well.
Известен способ восстановления герметичности заколонного пространства путем закачки в зону изоляции минерального вяжущего и жидкости отверждения [Авторское свидетельство СССР №1138479, опубл. 07.02.1985].A known method of restoring the tightness of annular space by injection into the isolation zone of a mineral binder and a curing fluid [USSR Author's Certificate No. 1138479, publ. 02/07/1985].
Данный способ позволяет ликвидировать негерметичность заколонного пространства, но он мало эффективен при использовании его на трещиноватых коллекторах и пластах, сложенных слабосцементированными песчаниками, и имеющих чрезвычайно высокую проницаемость.This method allows to eliminate annular space leakage, but it is not very effective when used on fractured reservoirs and formations composed of weakly cemented sandstones and having extremely high permeability.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн, включающий закачку в зону изоляции минерального вяжущего и жидкости отверждения. В качестве минерального вяжущего закачивают жидкое стекло, а в качестве жидкости отверждения используют водный раствор хлористого кальция, причем закачку этих реагентов в скважину производят одновременно раздельно, до образования геля, затем дополнительно создают блокирующую оторочку Продуктом 119 - 204 с последующим докреплением цементным раствором (Патент РФ №2116432, опубл. 27.07.98 г. - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of restoring the tightness of production casing, including the injection into the insulation zone of the mineral binder and curing fluid. Liquid glass is pumped as a mineral binder, and an aqueous solution of calcium chloride is used as a curing liquid, and these reagents are pumped into the well simultaneously separately until a gel is formed, then an additional blocking rim is created with Product 119 - 204, followed by cement cement mortar (RF Patent No. 21116432, publ. 07/27/98 - prototype).
Известный способ не всегда обеспечивает полное восстановление герметичности вследствие того, что жидкое стекло и водный раствор хлористого кальция, закачиваемые двумя большими объемами, не полностью перемешиваются в порах околоскважинной зоны и не по всему объему создают прочный и плотный камень.The known method does not always provide a complete restoration of tightness due to the fact that liquid glass and an aqueous solution of calcium chloride, injected in two large volumes, do not completely mix in the pores of the near-wellbore zone and do not create a strong and dense stone throughout the volume.
В предложенном изобретении решается задача повышения надежности работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины.The proposed invention solves the problem of improving the reliability of restoring the tightness of the production casing of the well.
Задача решается тем, что в способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины, включающем последовательную закачку в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором, согласно изобретению, первоначально закачивают оторочку пресной воды, закачку жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция ведут оторочками, начиная с оторочки водного раствора хлористого кальция, между каждой оторочкой закачивают буферную оторочку пресной воды, в качестве водного раствора хлорида кальция используют раствор плотностью 1,30-1,38 г/см3, соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3, количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2, продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, проводят технологическую выдержку в течение 2-4 часов, перед закачкой цементного раствора закачивают буферную оторочку пресной воды, после закачки цементного раствора продавливают цементный раствор технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину в технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3 и проводят технологическую выдержку в течение 24-48 часов.The problem is solved in that in the method for restoring the tightness of the production casing of a well, which includes sequential injection of liquid glass and an aqueous solution of calcium chloride into the isolation zone, followed by cementing with cement, according to the invention, a rim of fresh water is initially pumped, liquid glass and an aqueous solution of calcium chloride are injected by rims, starting from the rim of an aqueous solution of calcium chloride, a buffer rim of fresh water is pumped between each rim, in quality -stand calcium chloride solution, a solution density of 1,30-1,38 g / cm 3, the volume ratio of aqueous calcium chloride solution and liquid glass in the set fringes from 1: 1 to 1: 3, the number of fringes of an aqueous solution of calcium chloride and water glass administered not less than 2, rims of an aqueous solution of calcium chloride and liquid glass are pressed through with a process fluid with a density of 1.00-1.18 g / cm 3 , the well is washed with a process fluid with a density of 1.00-1.18 g / cm 3 , technological exposure is carried out for 2-4 hours before sunset Coy cement slurry is pumped into a buffer trimmed fresh water after pumping cement slurry is forced cement slurry process fluid density 1,00-1,18 g / cm3, washed well in the process fluid density 1,00-1,18 g / cm 3 and spend technological exposure for 24-48 hours.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Основными причинами нарушения герметичности являются: низкое качество цементирования, отсутствие сцепления цементного камня с обсадной колонной, глушение скважин при давлениях выше давлений опрессовки, разгерметизация в муфтовых соединениях, особенно в интервалах интенсивного набора кривизны, коррозия металла и другие технологические причины. Перфорация также приводит к разрушению обсадных колонн и к ухудшению состояния цементного кольца. После опрессовки обсадной колонны, как правило, наблюдается нарушение ее контакта с цементом. При этом наибольшие нарушения контакта отмечены в интервалах пластов с высокой проницаемостью и кавернами. Часто интервалы нарушений герметичности эксплуатационных колонн находится на глубинах, где залегают высокопроницаемые водонасыщенные песчаники. В связи с этим и приемистость скважин в интервалах негерметичности оказывается чрезвычайно высока.The main causes of leakage are: poor cementing quality, lack of adhesion of cement stone to the casing string, killing of wells at pressures above the pressure of pressure testing, depressurization in coupling joints, especially in the intervals of intensive set of curvature, metal corrosion and other technological reasons. Perforation also leads to the destruction of the casing strings and to the deterioration of the cement ring. After crimping the casing, as a rule, there is a violation of its contact with cement. In this case, the greatest disturbances of contact are noted in the intervals of the layers with high permeability and caverns. Often the intervals of leakage of production cores is located at depths where highly permeable water-saturated sandstones lie. In this regard, the injectivity of the wells in the leakage intervals is extremely high.
По этой причине успешность ремонтно-изоляционных работ традиционными методами - закачкой цементных растворов, глинистого раствора, водоизолирующих композиций весьма низкая и в большинстве случаев не превышает 50%.For this reason, the success of repair and insulation works by traditional methods - injection of cement mortars, mud, water-insulating compositions is very low and in most cases does not exceed 50%.
Применение для восстановления герметичности закачки в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором так же не всегда приводит к надежному восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины вследствие недостаточной перемешиваемости компонентов в порах околоскважинной зоны, что не приводит к созданию по всему объему околоскважинной зоны прочного и плотного камня. В предложенном изобретении решается задача повышения надежности работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины. Задача решается следующим образом.The use to restore the tightness of injection into the isolation zone of water glass and an aqueous solution of calcium chloride followed by cementing it with cement mortar also does not always lead to a reliable restoration of the tightness of the production casing of the well due to insufficient mixing of the components in the pores of the near-wellbore zone, which does not lead to the creation of a near-wellbore areas of solid and dense stone. The proposed invention solves the problem of improving the reliability of restoring the tightness of the production casing of the well. The problem is solved as follows.
Основным заканчиваемым реагентом является жидкое стекло. Для проведения работ используют низкомодульное жидкое стекло, выпускаемое по ГОСТ 13078-81 "Стекло натриевое жидкое". При необходимости плотность жидкого стекла возможно регулировать добавлением пресной воды.The main finished reagent is water glass. For work using low-modulus liquid glass, produced according to GOST 13078-81 "Sodium liquid glass." If necessary, the density of water glass can be adjusted by adding fresh water.
В качестве отверждающей жидкости используется водный раствор хлористого кальция плотностью 1,30-1,38 г/см3 (хлорид кальция ГОСТ 450-77). При взаимодействии водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, заканчиваемых в виде раздельных потоков, в околоскважинной зоне образуется устойчивый, объемный осадок геля кремниевой кислоты и силиката кальция. Высокая фильтруемость компонентов позволяет производить закачку при пониженных давлениях нагнетания 2-10 МПа.An aqueous solution of calcium chloride with a density of 1.30-1.38 g / cm 3 (calcium chloride GOST 450-77) is used as a curing liquid. In the interaction of aqueous solutions of sodium silicate and calcium chloride, ending in separate streams, a stable, bulk sediment of silicic acid gel and calcium silicate is formed in the near-wellbore zone. High filterability of the components allows injection at reduced discharge pressures of 2-10 MPa.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
По геофизическим данным выявляют место негерметичности колонны, излучают качество цементного камня за колонной.According to geophysical data, the place of leakage of the column is identified, the quality of the cement stone behind the column is emitted.
Из эксплуатационной скважины извлекают оборудование, производят промывку забоя, установку пакера выше интервала перфорации. В скважину в заданный интервал спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером (обычно на 10-15 м выше интервала негерметичности).Equipment is removed from the production well, the face is washed, the packer is installed above the perforation interval. A string of tubing with a packer (usually 10-15 m above the leakage interval) is lowered into the well at a specified interval.
До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности. Закачивают оторочку пресной воды в объеме 0,1-0,5 м3, оторочку жидкого стекла в объеме 2-4 м3, оторочку пресной воды в объеме 0,1-0,5 м3, оторочку водного раствора хлористого кальция в объеме 1-3 м3. Далее цикл закачки оторочки пресной воды, оторочки жидкого стекла и оторочки водного раствора хлористого кальция повторяют. Суммарный объем водного раствора хлорида кальция и жидкого стекла должен составить 10-20 м3. Между оторочками необходимо закачивать буфер из пресной воды в объеме 0,1-0,5 м3. Соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3. Количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2. Продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью. В качестве технологической жидкости используют воду плотностью 1,00-1,18 г/см3. Промывают скважину технологической жидкостью, проводят технологическую выдержку в течение 2-4 часов для схватывания смеси жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция. Закачивают буферную оторочку пресной воды, закачивают цементный раствор в объеме 1 до 15 м3. Продавливают цементный раствор технологической жидкостью, промывают скважину технологической жидкостью и проводят технологическую выдержку в течение 24 - 48 часов для схватывания и твердения цемента. Снимают пакер на колонне насосно-компрессорных труб, поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, удаляют пакер над интервалом перфорации, разбуривают цементный мост в интервале негерметичности, промывают скважину и запускают ее в работу.Prior to the injection of reagents, the injectivity of the leakage interval is specified. A rim of fresh water is pumped in a volume of 0.1-0.5 m 3 , a rim of liquid glass in a volume of 2-4 m 3 , a rim of fresh water in a volume of 0.1-0.5 m 3 , a rim of an aqueous solution of calcium chloride in a volume of 1 -3 m 3 . Next, the injection cycle of fresh water rims, liquid glass rims and rims of an aqueous solution of calcium chloride is repeated. The total volume of an aqueous solution of calcium chloride and water glass should be 10-20 m 3 . Between the rims, it is necessary to pump a buffer of fresh water in a volume of 0.1-0.5 m 3 . The ratio of the volumes of an aqueous solution of calcium chloride and liquid glass in the rims is set from 1: 1 to 1: 3. The number of rims of an aqueous solution of calcium chloride and liquid glass is prescribed at least 2. The rims of an aqueous solution of calcium chloride and liquid glass are pressed with a process fluid. As the process fluid use water with a density of 1.00-1.18 g / cm 3 . The well is washed with technological liquid, technological exposure is carried out for 2-4 hours to set the mixture of water glass and an aqueous solution of calcium chloride. A buffer rim of fresh water is pumped, a cement mortar is pumped in a volume of 1 to 15 m 3 . The cement mortar is pushed with the process fluid, the well is washed with the process fluid and technological exposure is carried out for 24 to 48 hours to set and harden the cement. Remove the packer on the tubing string, lift the tubing string from the well, remove the packer over the perforation interval, drill the cement bridge in the leakage interval, wash the well and put it into operation.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Восстанавливают герметичность эксплуатационной колонны скважины inh iuodo НГДУ «Альметьевнефть».Restore the tightness of the production casing of the well inh iuodo NGDU Almetyevneft.
Нарушение эксплуатационной колонны отмечено на глубине 1375 м. Приемистость нарушения 288 м3/сут. При давлении 3,2 МПа удельная приемистость нарушения q=3,75 м3/час*МПа.Disruption of the production casing was noted at a depth of 1375 m. Pickup failure 288 m 3 / day. At a pressure of 3.2 MPa, the specific injectivity of the violation q = 3.75 m 3 / h * MPa.
Разобщают скважину выше интервала перфорации и ниже нарушения постановкой пакера на глубине 1390 м. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб, низ которой оборудован пакером разбуриваемой конструкции с обратным клапаном и узлом расстыковки, пакер располагают на глубине 1340 м.The well is disconnected above the perforation interval and below the violation by setting the packer at a depth of 1390 m. A tubing string is lowered into the well, the bottom of which is equipped with a drillable packer with check valve and undocking unit, the packer is placed at a depth of 1340 m.
Последовательность работ: продавливают по колонне насосно-компрессорных труб в интервал негерметичности 0,3 м3 пресной воды, 1,5 м3 водного раствора хлорида кальция плотностью 1,35 г/см3, 0,3 м3 пресной воды, 3 м3 жидкого стекла, 0,3 м3 пресной воды, 1 м3 водного раствора хлорида кальция, 0,3 м3 пресной воды, 3 м3 жидкого стекла, 0,3 м3 пресной воды, 1 м3 водного раствора хлорида кальция, 0,3 м3 пресной воды, 3 м3 жидкого стекла, 0,3 м3 пресной воды, 1,5 м3 водного раствора хлорида кальция, 0,3 м3 пресной воды, 4,2 м3 технологической жидкости плотностью 1,05 г/см3. Отстыковывают колонну насосно-компрессорных труб от пакера, обратный клапан на пакере при этом закрывается под воздействием избыточного давления в подпакерном пространстве. Проводят обратную промывку технологической жидкостью плотностью 1,05 г/см3 в объеме 6 м3. Проводят технологическую выдержку в течение 4 часов. Закачивают в колонну насосно-компрессорных труб 0,23 пресной воды, 3,5 м3 цементного раствора. Состыковывают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и продавливают 2,69 м3 цементного раствора, 0,2 м3 пресной воды, 3,85 м3 технологической жидкости плотностью 1,05 г/см3. Отстыковывают колонну насосно-компрессорных труб от пакера, обратный клапан на пакере при этом закрывается под воздействием избыточного давления в подпакерном пространстве. Промывают скважину 6 м3 технологической жидкости, поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, проводят технологическую выдержку в течение 24 часов, спуском долота с винтовым забойным двигателем на колонне насосно-компрессорных труб удаляют разбуриваемый пакер и цементный мост в интервале нарушения и пакер разобщения скважины ниже места негерметичности, запускают скважину в работу.Work sequence: they squeeze through a tubing string into the leakage interval of 0.3 m 3 of fresh water, 1.5 m 3 of an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1.35 g / cm 3 , 0.3 m 3 of fresh water, 3 m 3 water glass, 0.3 m 3 of fresh water, 1 m 3 of an aqueous solution of calcium chloride, 0.3 m 3 of fresh water, 3 m 3 of water glass, 0.3 m 3 of fresh water, 1 m 3 of an aqueous solution of calcium chloride, 0 , 3 m 3 of fresh water, 3 m 3 of liquid glass, 0.3 m 3 of fresh water, 1.5 m 3 of an aqueous solution of calcium chloride, 0.3 m 3 of fresh water, 4.2 m 3 of process fluid with a density of 1.05 g / cm 3 . Disconnect the tubing string from the packer, the check valve on the packer closes under the influence of excessive pressure in the under-packer space. The backwash is carried out with a technological liquid with a density of 1.05 g / cm 3 in a volume of 6 m 3 . Carry out technological exposure for 4 hours. Pumped into the tubing string 0.2 3 fresh water, 3.5 m 3 cement mortar. Dock the tubing string with the packer and push 2.69 m 3 of cement, 0.2 m 3 of fresh water, 3.85 m 3 of process fluid with a density of 1.05 g / cm 3 . Disconnect the tubing string from the packer, the check valve on the packer closes under the influence of excessive pressure in the under-packer space. The well is washed with 6 m 3 of process fluid, the tubing string is lifted from the well, the process is held for 24 hours, the drillable packer and cement bridge are removed from the tubing string using a downhole motor with a screw downhole motor in the breakdown interval and the uncoupling packer below the leak point, the well is launched into operation.
В результате удается полностью устранить нарушение и обеспечить герметичность эксплуатационной колонны скважины. Серия работ на скважинах по предложенному способу показала 100%-ную успешность работ. Проведение работ по прототипу в 20% случаев приводит к необходимости повторения изоляционных мероприятий.As a result, it is possible to completely eliminate the violation and ensure the tightness of the production casing of the well. A series of works in the wells according to the proposed method showed 100% success rate. The work on the prototype in 20% of cases leads to the need for a repeat of insulation measures.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения надежности работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины.The application of the proposed method will solve the problem of improving the reliability of restoring the tightness of the production casing of the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010114944/03A RU2412333C1 (en) | 2010-04-15 | 2010-04-15 | Procedure for recovery of tightness in flow string of well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010114944/03A RU2412333C1 (en) | 2010-04-15 | 2010-04-15 | Procedure for recovery of tightness in flow string of well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2412333C1 true RU2412333C1 (en) | 2011-02-20 |
Family
ID=46310100
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010114944/03A RU2412333C1 (en) | 2010-04-15 | 2010-04-15 | Procedure for recovery of tightness in flow string of well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2412333C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2533997C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water inflow zones cementing method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2108455C1 (en) * | 1997-05-19 | 1998-04-10 | Владимир Владимирович Мазаев | Method for isolation of brine water inflow |
| RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
| US6059036A (en) * | 1997-11-26 | 2000-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing subterranean zones |
| RU2196890C2 (en) * | 2000-11-02 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Composition for formation water shutoff in high-temperature oil and gas wells |
| RU2232878C2 (en) * | 2002-07-09 | 2004-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Formation face zone processing compound |
-
2010
- 2010-04-15 RU RU2010114944/03A patent/RU2412333C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2108455C1 (en) * | 1997-05-19 | 1998-04-10 | Владимир Владимирович Мазаев | Method for isolation of brine water inflow |
| RU2116432C1 (en) * | 1997-08-28 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for restoring tightness of production strings |
| US6059036A (en) * | 1997-11-26 | 2000-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing subterranean zones |
| RU2196890C2 (en) * | 2000-11-02 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Composition for formation water shutoff in high-temperature oil and gas wells |
| RU2232878C2 (en) * | 2002-07-09 | 2004-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Formation face zone processing compound |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2533997C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water inflow zones cementing method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2116432C1 (en) | Method for restoring tightness of production strings | |
| CN105089603A (en) | Reservoir stimulation method for temporary plugging in fractures and turning to form fracture network | |
| US2782857A (en) | Plugging off water sands | |
| CN107461182B (en) | Layered fracturing sand prevention method | |
| RU2209928C1 (en) | Method of isolation of absorption zones in well | |
| JP5832063B2 (en) | Well sealant composition containing cationic latex and method of use thereof | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2412333C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string of well | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2398955C1 (en) | Procedure for fixing well with cement grout | |
| RU2483193C1 (en) | Well repair method | |
| RU2723416C1 (en) | Method of repair-insulation works in oil and gas well | |
| RU2519262C1 (en) | Method of formation isolation with cement-silicate mud | |
| RU2499127C1 (en) | Method of well abandonment | |
| WO2019005780A1 (en) | Method for sealing perforation tunnels with swelling elastomer material | |
| RU2528805C1 (en) | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum | |
| Ostroot et al. | Sub-Surface Disposal of Acidic Effluents | |
| US20190353021A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2416020C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
| WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| WO2018125668A1 (en) | Environmentally improved fracturing of a formation | |
| RU2455458C1 (en) | Method of sealing recovery of production string | |
| Ostroot et al. | Deep-Well Acid Disposal—Planning and Completion | |
| US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry |