RU2808347C1 - Способ ликвидации заколонной циркуляции - Google Patents
Способ ликвидации заколонной циркуляции Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808347C1 RU2808347C1 RU2023113300A RU2023113300A RU2808347C1 RU 2808347 C1 RU2808347 C1 RU 2808347C1 RU 2023113300 A RU2023113300 A RU 2023113300A RU 2023113300 A RU2023113300 A RU 2023113300A RU 2808347 C1 RU2808347 C1 RU 2808347C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- insulating composition
- well
- packer system
- injection
- holes
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 60
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 46
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 46
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 7
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 239000004636 vulcanized rubber Substances 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000283707 Capra Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к герметизации заколонного пространства скважин, по которой происходит несанкционированное сообщение между пластами, к ликвидации несанкционированной заколонной циркуляции – ЗКЦ. Способ ликвидации ЗКЦ включает создание в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта, установку пакерной системы в скважине для разобщения зоны перфорации и указанных отверстий, в которые осуществляют закачку изолирующего состава. Указанные отверстия для закачки изолирующего состава создают в середине ±12% расстояния между интервалом перфорации продуктивного пласта и газоносным и/или водоносным пластом. После создания в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава в скважину спускают технологическую колонну с пакерной системой, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта осуществляют при установке пакерной системы, не пропускающей изолирующий состав через них внутрь скважины. После установки пакерной системы по технологической колонне закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня, через которые происходит ЗКЦ. Изолирующий состав продавливают технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны с возможностью исключения застывания изолирующего состава в технологической колонне. Изолирующий состав через созданные в обсадной колонне скважины отверстия для закачки изолирующего состава продавливают в зону ЗКЦ, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня в пласты и герметизируя ЗКЦ этим составом, затем после выдержки, достаточной для схватывания изолирующего состава, пакерную систему переводят в транспортное сложенное состояние и технологическую колонну с пакерной системой извлекают из скважины. Технический результат заключается в создании способа ликвидации ЗКЦ, позволяющего просто и быстро, без потери качества осуществить изоляцию ЗКЦ жидкости и/или газа за счет разовой установки и применения скважинного оборудования и разовой закачки необходимого объема изолирующего состава. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к герметизации заколонного пространства скважин, по которой происходит несанкционированное сообщение между пластами (ликвидации несанкционированной заколонной циркуляции – ЗКЦ).
Известен способ герметизации заколонного пространства скважины (патент RU № 2286438, МПК Е21В 33/13, опубл. 27.10.2006 Бюл. № 30), включающий глушение скважины, перфорирование обсадной колонны в интервале верхней части проницаемого и подошвы вышележащего непроницаемого пластов, закачку герметизирующего состава, тампонажного раствора и продавочной жидкости, оставление скважины на период ожидания затвердения тампонажного раствора, при этом в качестве проницаемого пласта используют водоносный пласт, ближайший к нижнему эксплуатационному объекту, кроме того, перфорируют обсадную колонну в интервале продуктивных пластов, намеченных для последующей эксплуатации, в скважину спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) технологический пакер, устанавливают его над интервалом перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов, герметизирующий состав закачивают и продавливают в заколонное пространство порциями до нулевой приемистости с распакеровкой и промывкой скважины, а также выдержкой скважины между закачками порций на время твердения герметизирующего состава, причем закачку порций герметизирующего состава производят с нарастающими забойными давлениями, начиная с давления, незначительно превышающего пластовое давление в водоносном пласте, а тампонажный раствор закачивают и располагают в полости скважины с условием перекрытия интервала перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности осуществления только при расположении водоносного пласта ниже двух нефтеносных пластов, один из которых должен быть непроницаемым, высокая вероятность некачественной герметизации заколонного пространства, так как при прорыве с одной стороны эксплуатационной колонны скважины тампонажного раствора (а проницаемость заколонного пространства всегда неравномерная) к верхней перфорации, основная часть тампонажного раствора будет закачиваться внутрь скважины (в эксплуатационную колонну), при этом с другой стороны от эксплатационной колонны (где не произошел прорыв) законные перетоки буду слабо изолированы или неизолированы вообще, при этом тампонажный раствор внутри скважины будет осаждаться на пакер, забивая его подвижные части, что осложняет снятие его и извлечение из скважины, что приводит к аварийным ситуациям (так называемое получение "козла").
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляционных работ в скважине (патент RU № 2389865, МПК Е21В 33/13, опубл. 20.05.2010 Бюл. № 14), включающий закачку гелеобразующего состава, докрепление фильтрующимся или нефильтрующимся тампонажным составом, реперфорацию продуктивного пласта, причем на первом этапе закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции канала перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами и перекрытия нефтяного пласта, создают спецотверстия в области подошвы интервала газоносного пласта и/или области подошвы или кровли интервала водоносного пласта, закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав, после чего осуществляют докрепление.
Недостатками данного способа являются большие затраты времени и сложность реализации из-за необходимости применения специального оборудования для двойной закачки реагентов (тампонажного и гелеобразующих составов), с последующим докреплением цементным раствором и реперфорацией продуктивного пласта.
Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание способа ликвидации заколонной циркуляции, позволяющего просто и быстро, без потери качества осуществить изоляцию заколонной циркуляции жидкости и/или газа за счет разовой установки и применения скважинного оборудования и разовой закачки необходимого объема изолирующего состава.
Техническим решением является способ ликвидации заколонной циркуляции, включающий создание в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта, установку пакерной системы в скважине для разобщения зоны перфорации и указанных отверстий, в которые осуществляют закачку изолирующего состава.
Новым является то, что указанные отверстия для закачки изолирующего состава создают в середине ±12% расстояния между интервалом перфорации продуктивного пласта и газоносным и/или водоносным пластом, при этом после создания в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава в скважину спускают технологическую колонну с пакерной системой, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта осуществляют при установке пакерной системы, не пропускающей изолирующий состав через них внутрь скважины, после установки пакерной системы по технологической колонне закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня, через которые происходит заколонная циркуляция, изолирующий состав продавливают технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны с возможностью исключения застывания изолирующего состава в технологической колонне, изолирующий состав через созданные в обсадной колонне скважины отверстия для закачки изолирующего состава продавливают в зону заколонной уиркуляции, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня в пласты и герметизируя заколонную циркуляцию этим составом, затем после выдержки, достаточной для схватывания изолирующего состава, пакерную систему переводят в транспортное сложенное состояние и технологическую колонну с пакерной системой извлекают из скважины.
Новым является также то, что при интервале перфорации не более 0,5 м ее перекрывают изнутри одним пакером пакерной системы, оснащённым снаружи рукавом толщиной 1–5 мм и высотой не менее 0,6 м из невулканизированной резины.
Новым является также то, что при интервале перфорации более 0,5 м ее перекрывают изнутри двумя пакерами пакерной системы, располагаемыми выше и ниже интервала перфорации, один из которых располагают между этим интервалом и указанными отверстиями для закачки изолирующего состава.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта не более 0,5 м, который расположен выше газоносного и/или водоносного пласта.
На фиг. 2 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта более 0,5 м, который расположен выше газоносного и/или водоносного пласта.
На фиг. 3 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта не более 0,5 м, который расположен ниже газоносного и/или водоносного пласта.
На фиг. 4 изображена схема реализации способа с интервалом перфорации продуктивного пласта более 0,5 м, который расположен ниже газоносного и/или водоносного пласта.
Способ ликвидации заколонной циркуляции реализуется в следующей последовательности.
После определения наличия заколонной циркуляции 1 (фиг. 1) в скважине 2, снабженной обсадной колонной 3, между продуктивным пластом 4 (фиг. 1–4) и газоносным и/или водоносным пластом 5 геофизическими технологическими мероприятиями и исследованиями (магнитно-резонансными при помощи интроскопов, ядерно-магнитными с использованием радиоактивных меток, ультразвуковыми при помощи приемопередающей техники, термометрическими исследованиями или т.п.). Чаще всего заколонная циркуляция 1 (фиг 1) происходит из-за нарушения целостности цементного камня 6 за обсадной колонной 3. При этом определяют объем нарушений цементного камня 6, через которые происходит заколонная циркуляция 1. Зная расположение интревала перфорации 7 продуктивного пласта 4 и пласта 5 (берется из технического паспорта к скважине 2, составляемого при ее строительстве), в середине h расстояния H между интервалом перфорации 7 продуктивного пласта 4 и пластом 5 создают перфоратором (не показан, гидромеханический, кумулятивный, гидропескоструйный или т.п.) специальные отверстия 8 с погрешностью ±12%, которая вызвана возможными ошибками измерения при спуске в скважину 2 перфоратора:
, [1]
где H – расстояние между интервалом перфорации 7 продуктивного пласта 4 и пластом 5, м;
h – расстояние между интервалом перфорации 7 продуктивного пласта 4 и специальными отверстиями 8, м.
После извлечения перфоратора в скважину 2 спускают технологическую колонну 9 с пакерной системой 10, состоящий из одного пакера 11 (фиг. 1 и 3) или двух пакеров (фиг. 2 и 4) – верхнего 12 и нижнего13.
При расположении продуктивного пласта 4 (фиг. 3 и 4) ниже пласта 5 технологическую колонну 9 оснащают снизу заглушкой 14 и заливными отверстиями 15, располагаемыми непосредственно над пакером 11 (фиг. 3) или верхним пакером 12 (фиг. 4) для исключения скапливания изолирующего состава над ними. Также для защиты от избыточного давления обсадной колонны 3 технологическая колонна 9 (фиг. 3 и 4) выше специальных отверстий 8 может оснащаться отсекающим пакером 16 (например, механическим двухпозиционным, якорь которого фиксируется или освобождается при кратковременном при поднятии на расстояние срабатывания технологической колонны 9, самоуплотняющейся манжеты, не пропускающей жидкость снизу вверх, или т.п. – показан условно). На это автор не претендует, так как известно из открытых источников.
При расположении продуктивного пласта 4 (фиг. 1 и 2) выше пласта 5 для защиты от избыточного давления обсадной колонны 3 технологическая колонна 9 (фиг. 3 и 4) ниже специальных отверстий 8 может оснащаться отсекающим глухим пакером 17 (фиг. 2) (например, механическим двухпозиционным, гидромеханическим, поворотным или т.п. – показан условно) или цементным мостом 18 (фиг. 1) на песчаной «подушке» 19 или т.п. На это автор не претендует, так как известно из открытых источников.
Причем при интервале перфорации 7 (фиг. 1 и 3) не более 0,5 пакер 11 пакерной системы 10 перед спуском оснащают снаружи рукавом 20 толщиной 1–5 мм и высотой не менее 0,6 м из не вулканизированной резины. Так как интервал перфорации 7 часто представляет собой отверстия с неровными краями, которые могут быть при длительной эксплуатации подвержены коррозии, то пакер 11, эластичная манжета (не показана) которого изготовленный из вулканизированной резины, жёсткого полиуретана или т.п. может не полностью перекрыть отверстия интервала перфорации 7, а рукав 20 из не вулканизированной резины легко заполняет все неровности и отверстия исключая перетоки снаружи внутрь обсадной колонны 3 при установке пакера 11.
Толщина рукава 20 и 1–5 мм выбрана эмпирическим путем при испытаниях на месторождениях Республики Татарстан (РТ): менее 1 мм – не обеспечивает гарантированной герметизации интервала перфорации 7, а более 5 мм – для сжатия рукава 20 при установке пакера 11 требует дорогостоящей сложной конструкции пакера 11 с большими расширениями его эластичной манжеты, что значительно снижает эффективность и надёжность способа.
Высота рукава 20 не менее 0,6 м выбрана эмпирическим путем при испытаниях на месторождениях РТ, так как при меньшей высоте очень трудно при установке пакера 11 попасть и перекрыть интервал перфорации после спуска в скважину 2. На практике высоту рукава 20 более 1,4 м не применяли из экономических соображений, чтобы не тратить материала рукава 20 из не вулканизированной резины.
Причем при интервале перфорации 7 (фиг. 2 и 3) более 0,5 пакер 11 пакерную систему 10 перед спуском верхним 12 и нижним 13 пакерами, располагаемыми после спуска в скважину 2 перед установкой соответственно выше и ниже интервала перфорации 7, один из которых 12 (фиг. 4) или 13 (фиг. 2) располагают между этим интервалом 7 (фиг. 4 или 2) и специальными отверстиями 8.
После установки пакерной системы 10 (фиг. 1–4) интервал перфорации 7 перекрывается пакером 11 (фиг. 1 и 3) с рукавом 20 или пакерами 12 (фиг. 2 и 4) и 13, между которыми после установки остаётся скважинная практически несжимаемая жидкость.
Пакеры 11 (фиг. 1 и 3) с рукавом 20 и пакеры 12 (фиг. 2 и 4) могут использоваться любой известной конструкции (см. патенты RU №№ 2397313, 2533470, 2038460, 2215122, 2495235 или т.п.), автор на конструкцию пакеров 11, 12, и 13 и способы их установки и съема не претендует.
Затем сразу после установки пакерной системы 10 по технологической колонне 9 закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня 6, через которые происходит заколонная циркуляция 1 (на состав, объем и технологию закачки автор не претендует – применяется на основе известных технологий). Изолирующий состав продавливается технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны 9 для исключения застывания изолирующего состава, оставшегося в колонне 9 (фиг. 1–4) и над пакером 11 (фиг. 3) или над пакером 12 (фиг. 4) при закачке через заливные отверстия 15 (фиг. 3 или 4).
Изолирующий состав через специальные отверстия 8 (фиг. 1–4) в обсадной колонне 3 проникает в зону заколонной циркуляции 1, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня 6. Так как интервал перфорации 7 перекрыт пакером 11 (фиг. 1 и 3) с рукавом 20 или пакерами 12 (фиг. 2 и 4) и 13, то жидкость из нарушений цементного камня 6 (фиг. 1–4) вытесняется в пласты 4 и 5 соответственно их проницаемости. Ввиду того, что сопротивление при закачке жидкости в пласты 4 и 5 значительно превосходит сопротивление внутри обсадной колонны 3, которую перекрыли пакерной системой 10, и внутри заколонной циркуляции 1, то изолирующий состав равномерно распределяется в заколонной циркуляции 1 по периметру обсадной колонны 3 и вверх и вниз от специальных отверстий 8 при продавливании изолирующего состава, обеспечивая качественную герметизацию заколонной циркуляции 1 этим составом. Поскольку подвижность воды и газа в пласте 5 превосходит подвижность нефти в продуктивном пласте 4, то излишки от объема изолирующего состава закачиваются в основном (до 100% из практики) пласт 5, дополнительно изолируя и его и обеспечивая приток воды и газа в затрубное пространство обсадной колонны 3.
После небольшой выдержки, достаточной для схватывания (увеличения вязкости до состояния невозможности изливаться внутрь обсадной колонны через специальные отверстия 8 внутрь обсадной колонны изолирующего состава заколонной циркуляции 1, пакеры переводят в транспортное (сложенное) состояние и подземное оборудование (технологическая колонна с пакером 11 (фиг. 1 и 3) или пакерами 12 и 13 (фиг. 2 и 4)) извлекается из скважины 2.
Как показала практика, после реализации способа с установкой пакерной системы 10 и закачкой изолирующего состава за одну спускоподъёмную операцию технологической колонны 9 после геофизических исследований ни разу не потребовались дополнительные операции для окончательной ликвидации заколонной циркуляции 1, что свидетельствует о качественной ликвидации заколонной циркуляции 1 при реализации способа.
Предлагаемый способ ликвидации заколонной циркуляции позволяет просто и быстро без потери качества осуществить изоляцию заколонной циркуляции жидкости и/или газа за счет разовой установки и применения скважинного оборудования и разовой закачки необходимого объема изолирующего состава.
Claims (3)
1. Способ ликвидации заколонной циркуляции, включающий создание в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта, установку пакерной системы в скважине для разобщения зоны перфорации и указанных отверстий, в которые осуществляют закачку изолирующего состава, отличающийся тем, что указанные отверстия для закачки изолирующего состава создают в середине ±12% расстояния между интервалом перфорации продуктивного пласта и газоносным и/или водоносным пластом, при этом после создания в обсадной колонне скважины отверстий для закачки изолирующего состава в скважину спускают технологическую колонну с пакерной системой, изоляцию интервала перфорации продуктивного пласта осуществляют при установке пакерной системы, не пропускающей изолирующий состав через них внутрь скважины, после установки пакерной системы по технологической колонне закачивают изолирующий состав как минимум в объеме нарушений цементного камня, через которые происходит заколонная циркуляция, изолирующий состав продавливают технологической жидкостью в объеме не менее объема технологической колонны с возможностью исключения застывания изолирующего состава в технологической колонне, изолирующий состав через созданные в обсадной колонне скважины отверстия для закачки изолирующего состава продавливают в зону заколонной циркуляции, вытесняя жидкость из нарушений цементного камня в пласты и герметизируя заколонную циркуляцию этим составом, затем после выдержки, достаточной для схватывания изолирующего состава, пакерную систему переводят в транспортное сложенное состояние и технологическую колонну с пакерной системой извлекают из скважины.
2. Способ ликвидации заколонной циркуляции по п.1, отличающийся тем, что при интервале перфорации не более 0,5 м его перекрывают изнутри одним пакером пакерной системы, оснащённым снаружи рукавом толщиной 1-5 мм и высотой не менее 0,6 м из невулканизированной резины.
3. Способ ликвидации заколонной циркуляции по п.1, отличающийся тем, что при интервале перфорации более 0,5 м ее перекрывают изнутри двумя пакерами пакерной системы, располагаемыми выше и ниже интервала перфорации, один из которых располагают между этим интервалом и указанными отверстиями для закачки изолирующего состава.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2808347C1 true RU2808347C1 (ru) | 2023-11-28 |
Family
ID=
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2004031532A1 (en) * | 2002-10-02 | 2004-04-15 | Baker Hugues Incorporated | Mono-trip well completion |
US20050016727A1 (en) * | 2003-07-25 | 2005-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | [downhole sampling apparatus and method] |
RU2286438C1 (ru) * | 2005-07-07 | 2006-10-27 | Закрытое акционерное общество "Уралнефтегазпром" | Способ герметизации заколонного пространства скважины |
RU2389865C1 (ru) * | 2009-04-07 | 2010-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Способ изоляционных работ в добывающей скважине |
RU2485296C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
EP1264075B1 (en) * | 2000-02-15 | 2018-06-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
RU2665769C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-09-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь |
RU2739181C1 (ru) * | 2020-06-10 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине |
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1264075B1 (en) * | 2000-02-15 | 2018-06-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
WO2004031532A1 (en) * | 2002-10-02 | 2004-04-15 | Baker Hugues Incorporated | Mono-trip well completion |
US20050016727A1 (en) * | 2003-07-25 | 2005-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | [downhole sampling apparatus and method] |
RU2286438C1 (ru) * | 2005-07-07 | 2006-10-27 | Закрытое акционерное общество "Уралнефтегазпром" | Способ герметизации заколонного пространства скважины |
RU2389865C1 (ru) * | 2009-04-07 | 2010-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Способ изоляционных работ в добывающей скважине |
RU2485296C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
RU2665769C1 (ru) * | 2017-09-26 | 2018-09-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь |
RU2739181C1 (ru) * | 2020-06-10 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2013200438B2 (en) | A method and system of development of a multilateral well | |
RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
US2784787A (en) | Method of suppressing water and gas coning in oil wells | |
RU2576422C1 (ru) | Способ физической ликвидации скважин | |
RU2320849C2 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважин | |
Howard et al. | Squeeze cementing operations | |
RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
Merkle et al. | Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River | |
US4825944A (en) | Gravel pack completion for in situ leach wells | |
RU2808347C1 (ru) | Способ ликвидации заколонной циркуляции | |
US2163449A (en) | Method of treating a well | |
RU2480581C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах | |
RU2586337C1 (ru) | Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины | |
RU2286438C1 (ru) | Способ герметизации заколонного пространства скважины | |
RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2299308C2 (ru) | Способ изоляции водоносных пластов | |
RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
RU2191886C2 (ru) | Способ изоляции водопроявляющих пластов | |
US3463230A (en) | Method of making a relative permeability survey using a floating plugging material | |
RU2378493C1 (ru) | Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород | |
RU2431747C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
RU2618538C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине | |
RU2174595C1 (ru) | Способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин | |
US20220154546A1 (en) | Method for Plugging a Wellbore Allowing for Efficient Re-Stimulation |