RU2277626C1 - Insulation composition and method of well tubing-casing annulus plugging - Google Patents
Insulation composition and method of well tubing-casing annulus plugging Download PDFInfo
- Publication number
- RU2277626C1 RU2277626C1 RU2004135660/03A RU2004135660A RU2277626C1 RU 2277626 C1 RU2277626 C1 RU 2277626C1 RU 2004135660/03 A RU2004135660/03 A RU 2004135660/03A RU 2004135660 A RU2004135660 A RU 2004135660A RU 2277626 C1 RU2277626 C1 RU 2277626C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- hardener
- stage
- composition
- casing annulus
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам, предназначенным для ликвидации нефтегазопроявлений по зацементированному межколонному пространству скважин путем изоляции (герметизации) флюидопроводящих каналов и трещин, соединяющих напорные пласты с дневной поверхностью.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to compositions and methods for eliminating oil and gas occurrences along a cemented annular space of wells by isolating (sealing) fluid-conducting channels and cracks connecting pressure beds with a day surface.
Известен способ изоляции зон поглощения, согласно которому повышение эффективности изоляции можно достичь путем исключения контакта тампонирующего материала с водой при его доставке в пласт (RU 95106388 А1, 27.01.97). Для этого перед закачкой в скважину уретанового предполимера осуществляют закачку многоатомных спиртов, например диэтиленгликоля. Однако, как было отмечено, при смешивании уретанового предполимера и спирта вязкость тампонажного материала быстро увеличивается и доступ его в микропоры и каналы малой раскрытости ограничивается. Поэтому данный способ также не обеспечит надежной герметизации флюидопроводящих каналов в межколонном пространстве скважин.A known method of isolating absorption zones, according to which an increase in insulation efficiency can be achieved by eliminating contact of the plugging material with water when it is delivered to the formation (RU 95106388 A1, 01/27/97). To do this, before injecting a urethane prepolymer into the well, polyhydric alcohols, for example diethylene glycol, are injected. However, as was noted, when mixing the urethane prepolymer and alcohol, the viscosity of the grouting material quickly increases and its access to micropores and channels of low opening is limited. Therefore, this method also does not provide reliable sealing of fluid-conducting channels in the annulus of the wells.
Известен способ проведения ремонтно-изоляционных работ, по которому в ремонтируемую зону предварительно подают безводную жидкость, затем смесь уретанового предполимера (например, "УРЕНАТа-5449") с дизельным топливом, вновь безводную жидкость и отвердитель - водный раствор с загустителем (например, КМЦ) (RU 2231625 С1, 27.06.2004).There is a known method of repair and insulation work, according to which an anhydrous liquid is preliminarily supplied to the area to be repaired, then a mixture of a urethane prepolymer (for example, "URENAT-5449") with diesel fuel, anhydrous liquid again and a hardener - an aqueous solution with a thickener (for example, CMC) (RU 2231625 C1, 06.27.2004).
Технологические жидкости продавливают в ремонтируемую зону с производительностью 2,5-3,5 л/с.Process fluids are forced into the repaired area with a productivity of 2.5-3.5 l / s.
К недостаткам способа следует отнести:The disadvantages of the method include:
1) смесь уретанового предполимера и дизельного топлива из-за плохой растворимости и разницы плотностей жидкостей достаточно быстро расслаивается. В результате частичного расслоения (неравномерного распределения) компонентов смеси происходит неравномерное заполнение подлежащих изоляции каналов, повышается риск прорыва газообразных флюидов;1) a mixture of urethane prepolymer and diesel fuel due to poor solubility and difference in density of liquids quickly stratifies. As a result of partial delamination (uneven distribution) of the mixture components, uneven filling of the channels to be insulated occurs, the risk of breakthrough of gaseous fluids increases;
2) наличие загустителя типа КМЦ в отвердителе (воде) повышает вязкость последнего, что ограничит его доступ в микроканалы большой протяженности.2) the presence of a thickener of the CMC type in the hardener (water) increases the viscosity of the latter, which will limit its access to long-distance microchannels.
Вследствие вышеназванных причин в изолируемые каналы поступает некачественная смесь, которая вообще может не затвердеть и поэтому не может служить надежной защитой от прорыва газа.Due to the above reasons, a poor-quality mixture enters the insulated channels, which may not solidify at all and therefore cannot serve as reliable protection against gas breakthrough.
Кроме того, практическая реализация данного способа закачки изолирующего состава предусматривает остановку скважины, ее глушение и перевод в капитальный ремонт.In addition, the practical implementation of this method of injecting an insulating composition involves shutting down the well, killing it and transferring it to overhaul.
Наиболее близким техническим решением является тампонажный состав для локальной герметизации затрубного и межколонного пространства и защиты скважин от заколонных и межколонных перетоков жидкостей и газов (RU 2132448 С1, 27.06.99). Состав содержит клей марки ВИЛАД-17 (уретановый предполимер), углеводородный растворитель (С3-С16), одноатомный первичный спирт, аминоспирт, нейтральный мелкодисперсный порошок и воду. Модифицирующие добавки (твердая фаза, спирты) вводятся для повышения адгезии и прочности тампонажного материала, а также для ускорения процесса отверждения.The closest technical solution is the grouting composition for local sealing of the annulus and annulus and protection of wells from annular and annular flow of liquids and gases (RU 2132448 C1, 06.27.99). The composition contains glue brand VILAD-17 (urethane prepolymer), hydrocarbon solvent (C 3 -C 16 ), monohydroxy primary alcohol, amino alcohol, neutral fine powder and water. Modifying additives (solid phase, alcohols) are introduced to increase the adhesion and strength of the grouting material, as well as to accelerate the curing process.
Недостатком известного состава является то, что в присутствии потенциальных отвердителей (ОН-компонентов) ещё до закачки начинается реакция поликонденсации, которая сопровождается ростом вязкости исходного состава. Он быстро теряет подвижность, сокращается время его транспортировки, что затрудняет применение состава для изоляции микроканалов в межколонном пространстве скважин, особенно при закачке с устья. Кроме того, глубина проникновения состава ограничивается размерами находящейся в нем твердой фазы. В результате создается надежная защита только от жидких флюидов, а газ постепенно находит незаполненные тонкопористые участки и образует канал прорыва, т.е. длительного эффекта герметизации не достигается.A disadvantage of the known composition is that in the presence of potential hardeners (OH components), even before the injection, the polycondensation reaction begins, which is accompanied by an increase in the viscosity of the initial composition. It quickly loses mobility, its transportation time is reduced, which complicates the use of the composition for isolating microchannels in the annulus of the wells, especially when pumping from the wellhead. In addition, the penetration depth of the composition is limited by the size of the solid phase in it. As a result, reliable protection is created only against liquid fluids, and the gas gradually finds unfilled finely porous areas and forms a breakthrough channel, i.e. long-lasting sealing effect is not achieved.
Задачей изобретения является разработка изолирующего состава и способа герметизации межколонного пространства скважины путем устьевых закачек без остановки работы скважины, обеспечивающих высокое качество изоляции за счет увеличения глубины проникновения состава и более полного заполнения флюидопроводящих каналов.The objective of the invention is to develop an insulating composition and method of sealing the annulus of the well by wellhead injection without stopping the operation of the well, providing high quality insulation by increasing the depth of penetration of the composition and more complete filling of the fluid-conducting channels.
Сущность изобретения заключается в том, что изолирующий состав для флюидопроводящих каналов в зацементированном межколонном пространстве скважин, включающий раствор, содержащий уретановый предполимер, растворитель и отвердитель - воду, содержит в качестве растворителя полярный растворитель ароматического ряда или ряда хлорпроизводных углеводородов, а в качестве воды - минерализованную воду с добавкой поверхностно-активного вещества ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: The essence of the invention lies in the fact that the insulating composition for the fluid channels in the cemented annular space of the wells, including a solution containing a urethane prepolymer, a solvent and a hardener - water, contains as a solvent a polar solvent of an aromatic series or a series of chlorine derivatives of hydrocarbons, and as a mineralized water water with the addition of a surfactant surfactant, in the following ratio of components, parts by weight:
уретановый предполимер 20-75, urethane prepolymer 20-75,
указанный растворитель 25-80,the specified solvent 25-80,
указанный отвердитель 1-5 на 100 мас.ч. раствора. the specified hardener 1-5 per 100 wt.h. solution.
Предлагаемый способ герметизации флюидопроводящих каналов в зацементированном межколонном пространстве скважин, включающий заполнение этих каналов указанным выше изолирующим составом, содержащим уретановый предполимер, осуществляют в четыре этапа: The proposed method of sealing fluid-conducting channels in a cemented annular space of wells, including filling these channels with the above-mentioned insulating composition containing a urethane prepolymer, is carried out in four stages:
- на первом этапе в межколонное пространство нагнетают газообразный агент до полного вытеснения жидкой фазы из флюидопроводящих каналов; - at the first stage, a gaseous agent is injected into the annular space until the liquid phase is completely displaced from the fluid-conducting channels;
- на втором этапе производят заполнение этих каналов углеводородной безводной жидкостью с низкой вязкостью и высокой проникающей способностью; - at the second stage, these channels are filled with anhydrous hydrocarbon liquid with a low viscosity and high penetrating power;
- на третьем этапе закачивают указанный раствор уретанового предполимера; - at the third stage, the specified solution of the urethane prepolymer is pumped;
- на четвертом этапе производят закачку указанного отвердителя. - at the fourth stage, the specified hardener is injected.
В качестве углеводородной жидкости с низкой вязкостью и высокой проникающей способностью используются, например, керосиновые и бензиновые фракции нефти.As a hydrocarbon liquid with a low viscosity and high penetrating ability, for example, kerosene and gasoline fractions of oil are used.
Для приготовления раствора уретанового предполимера используют полярные растворители ароматического ряда (толуол, ксилол, нефрас-А), а также хлорированные углеводороды (дихлорметилен, дихлорэтан и их смеси, композиция АПК), которые благодаря хорошей растворяющей способности и инертности к остаточным изоционатным группам позволяют получать стабильные во времени исходные растворы уретановых предполимеров с низкими показателями вязкости (2-11 мПа·с). Это улучшает возможности транспортирования и обеспечивает большую глубину проникновения раствора.To prepare a urethane prepolymer solution, polar aromatic solvents (toluene, xylene, nefras-A) are used, as well as chlorinated hydrocarbons (dichloromethylene, dichloroethane and mixtures thereof, the composition of the APC), which, due to their good dissolving ability and inertness to residual isocyanate groups, allow stable in time, the initial solutions of urethane prepolymers with low viscosity indices (2-11 MPa · s). This improves transport capabilities and provides a greater penetration depth of the solution.
Транспортировка полярного раствора уретанового предполимера по заполненным керосином каналам происходит по механизму гравитационного замещения, т.е. за счет разности плотностей вытесняемой (керосин) и вытесняющей (раствор уретанового предполимера) жидкостей.The transportation of the polar solution of the urethane prepolymer through channels filled with kerosene occurs by the mechanism of gravitational substitution, i.e. due to the difference in density of the displaced (kerosene) and displacing (urethane prepolymer solution) liquids.
После доставки раствора уретанового предполимера на требуемую глубину производится ввод отвердителя. В качестве отвердителя используют минерализованную (т.е. пресную с добавками водорасторимых солей, морскую или пластовую) воду с ПАВ (неонолом, оксанолом, ОП-7 и т. п.). Входящие в его состав соли обеспечивают увеличение плотности отвердителя относительно ранее введенных жидкостей и уменьшают скорость отверждения уретанового предполимера. Добавка ПАВ в рабочих концентрациях уменьшает величину межфазного натяжения, что увеличивает скорость доставки отвердителя за счет гравитационного замещения на заданную глубину.After delivery of the urethane prepolymer solution to the required depth, hardener is introduced. Mineralized (i.e., fresh with the addition of water-soluble salts, sea or formation) water with a surfactant (neonol, oxanol, OP-7, etc.) is used as a hardener. Its salts provide an increase in the density of the hardener relative to previously introduced liquids and reduce the cure rate of the urethane prepolymer. The addition of surfactants in working concentrations reduces the magnitude of interfacial tension, which increases the speed of delivery of the hardener due to gravitational substitution to a given depth.
В промысловых условиях расчет требуемой глубины ввода изолирующего состава в межколонное пространство и необходимых объемов компонентов производится по результатам предварительно проведенных диагностических исследований скважины.In field conditions, the calculation of the required depth of entry of the insulating composition into the annular space and the required volumes of components is carried out according to the results of preliminary diagnostic tests of the well.
Для приготовления составов в качестве полиуретанового предполимера использовался продукт "АДВ", представляющий собой уретановый олигомер на основе полиизоцианата, выпускаемый по ТУ 2226-023-22736960-96, и зарубежные продукты, например, Японской фирмы "Тохо Кемикэл Инд." марки "Хайсел" с массовой долей свободных изоцианатных групп 2-10%. В качестве полярного органического растворителя применялись толуол, ксилол, композиция АПК, представляющая собой техническую смесь хлоруглеводородов этанового и метанового рядов (ТУ 2122-232-057634-5897). В качестве отвердителя - пресная вода с добавками неонола, оксанола и CaCl2 и морская вода с добавками неонола и ОП-7.To prepare the compositions, the ADV product was used as a polyurethane prepolymer, which is a polyisocyanate-based urethane oligomer manufactured according to TU 2226-023-22736960-96, and foreign products, for example, the Japanese company Toho Chemical Ind. Highsel brand with a mass fraction of free isocyanate groups of 2-10%. As a polar organic solvent, toluene, xylene, and the APC composition, which is a technical mixture of ethane and methane chlorocarbons, were used (TU 2122-232-057634-5897). As hardener - fresh water with additives of neonol, oxanol and CaCl 2 and sea water with additives of neonol and OP-7.
Предлагаемый состав и способ изоляции флюидопроводящих каналов апробирован в лабораторных и стендовых условиях в сравнении с выбранным прототипом, приготовленным в соответствии с описанием.The proposed composition and method for isolating fluid-conducting channels is tested in laboratory and bench conditions in comparison with the selected prototype prepared in accordance with the description.
Рецептуры изолирующих составов и значения динамической вязкости (η, мПа·с) растворов предполимеров приведены в таблице 1.The formulations of insulating compositions and dynamic viscosity values (η, MPa · s) of prepolymer solutions are shown in table 1.
Отвердитель (вода пресная + 0,3% неонола + 2% CaCl2)Toluene
Hardener (fresh water + 0.3% neonol + 2% CaCl 2 )
180
one
Хайсел ОН-822
АПК
Отвердитель (вода морская + 1,0% ОП-7)Composition 4.
Heisel OH-822
Agribusiness
Hardener (sea water + 1.0% OD-7)
9
9
75
25
4
75
25
four
Вилад-17
Бензин
Пропилен
ДЭА
Графит
Отвердитель (вода)Composition 5 - prototype
Vilad-17
Petrol
Propylene
DEA
Graphite
Hardener (water)
57
57
45
35
3,5
4,5
8
4
45
35
3,5
4,5
8
four
Проникающая способность изолирующих составов оценивалась по следующей методике. В капиллярную полиэтиленовую трубку с внутренним диаметром 1 мм и длиной 1 м заливали керосин, нижнюю часть перекрывали зажимом, сверху устанавливали мерник. Приготовленный раствор уретанового предполимера заливали в мерник. Наблюдение за процессом гравитационного замещения при лабораторных испытаниях осуществлялось визуально по четкой границе раздела между несмешивающимися жидкостями различной плотности, а также по замеру объема вытесненного керосина.The penetrating power of insulating compounds was evaluated by the following method. Kerosene was poured into a capillary polyethylene tube with an inner diameter of 1 mm and a length of 1 m, the lower part was closed with a clamp, a measuring device was installed on top. The prepared urethane prepolymer solution was poured into a measuring device. In laboratory tests, the process of gravitational substitution was observed visually along a clear interface between immiscible liquids of various densities, as well as by measuring the volume of displaced kerosene.
Через определенный промежуток времени (после оседания раствора уретанового предполимера до низа трубки) через мерник вводился отвердитель, который за счет большей плотности и наличия ПАВ быстро оседал на дно модельного канала.After a certain period of time (after the urethane prepolymer solution settles to the bottom of the tube), a hardener is introduced through the meter, which, due to its higher density and surfactant, quickly settles to the bottom of the model channel.
По окончании срока выдержки трубки разрезали и оценивали качество отвержденных изолирующих составов.At the end of the aging period, the tubes were cut and the quality of the cured insulating compositions was evaluated.
Аналогично выполнялись эксперименты на модельных образцах цементного камня длиной 100 см с искусственными каналами диаметром 1 мм. Для фиксации момента оседания раствора на дно канала к нижней части модельного образца присоединяли прозрачный капилляр.Similarly, experiments were carried out on model samples of cement stone 100 cm long with artificial channels 1 mm in diameter. To fix the moment of solution settling to the bottom of the channel, a transparent capillary was attached to the bottom of the model sample.
Результаты испытаний приведены в таблице 2.The test results are shown in table 2.
При использовании предлагаемых составов во всех случаях глубина проникновения была максимальной. Все затвердевшие составы представляли собой упругую, непроницаемую однородную массу, полностью заполняющую поперечное сечение канала.When using the proposed compositions in all cases, the penetration depth was maximum. All hardened compositions were an elastic, impermeable homogeneous mass, completely filling the cross section of the channel.
Технологическую эффективность (герметизирующий эффект, долговечность, газопроницаемость) предлагаемых состава и способа в сравнении с прототипом оценивали на стендовой установке, которая представляет собой металлическую трубу диаметром 73 мм и длиной 60 см с фланцевыми соединениями с обеих сторон. В трубу заливался тампонажный раствор с повышенными изолирующими свойствами на основе портландцемента для образования непроницаемого цементного камня. В период образования цементного камня в его структуре искусственно формировали пристенный канал диаметром 1 мм. Все образцы проверялись на прохождение шаблона (1 мм проволока) через сформированный канал.Technological efficiency (sealing effect, durability, gas permeability) of the proposed composition and method in comparison with the prototype was evaluated on a bench installation, which is a metal pipe with a diameter of 73 mm and a length of 60 cm with flange connections on both sides. A grouting mortar with increased insulating properties based on Portland cement was poured into the pipe to form an impermeable cement stone. During the formation of cement stone, a wall channel with a diameter of 1 mm was artificially formed in its structure. All samples were checked for the passage of the template (1 mm wire) through the formed channel.
В процессе экспериментов искусственный флюидопроводящий канал заполняли керосином и затем сверху последовательно вводили раствор уретанового предполимера и, по истечении расчетного времени отвердитель.During the experiments, the artificial fluid-conducting channel was filled with kerosene, and then a solution of a urethane prepolymer was successively introduced from above and, after the estimated time, a hardener.
После выдержки в течение 48 часов образцы спрессовывались под давлением 5,0 МПа, которое обеспечивалось подачей воздуха через редуктор из баллона.After holding for 48 hours, the samples were pressed under a pressure of 5.0 MPa, which was provided by air supply through a pressure reducer from a cylinder.
Результаты опрессовки цементного камня, в том числе с заизолированным флюидопроводящим каналом, приведены в таблице 3.The results of pressure testing of cement stone, including with an insulated fluid-conducting channel, are shown in table 3.
В таблице 4 приведены сведения о факте прорыва газа через испытуемый образец и величине давления прорыва (давление при испытаниях плавно повышалось от 0 до 5,0 МПа).Table 4 provides information on the fact of gas breakthrough through the test sample and the size of the breakthrough pressure (pressure during the tests gradually increased from 0 to 5.0 MPa).
Как видно из таблицы 4, давление прорыва газа, при испытаниях образца, загерметизированного по способу-прототипу, составило 0,63 МПа. Во всех остальных случаях прорыва газа не происходило, в том числе для образцов, выдержанных в течение 28 суток в водяной ванне при температуре 75°С.As can be seen from table 4, the gas breakthrough pressure, when testing a sample sealed by the prototype method, was 0.63 MPa. In all other cases, gas breakthrough did not occur, including for samples aged for 28 days in a water bath at a temperature of 75 ° C.
Результаты испытаний показывают, что при использовании предлагаемых составов и способа изоляции флюидопроводящих каналов в цементном камне обеспечивается надежная и долговременная их герметизация.The test results show that when using the proposed compositions and the method of isolation of the fluid-conducting channels in the cement stone, their reliable and long-term sealing is ensured.
Применение предложенного состава и способа его реализации позволит решить проблему ликвидации межколонных давлений без остановки работы действующих скважин (нефтяных, газовых, нагнетательных) и обеспечить качественную и длительную герметизацию флюидопроводящих каналов в межколонном пространстве скважин.The application of the proposed composition and method of its implementation will solve the problem of eliminating intercolumn pressures without stopping the operation of existing wells (oil, gas, injection) and provide high-quality and long-lasting sealing of fluid-conducting channels in the annulus of the wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004135660/03A RU2277626C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Insulation composition and method of well tubing-casing annulus plugging |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004135660/03A RU2277626C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Insulation composition and method of well tubing-casing annulus plugging |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2277626C1 true RU2277626C1 (en) | 2006-06-10 |
Family
ID=36712923
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004135660/03A RU2277626C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Insulation composition and method of well tubing-casing annulus plugging |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2277626C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2470061C2 (en) * | 2007-07-05 | 2012-12-20 | Родиа Операсьон | Oil composition for preventing influx of water into underground formations |
RU2558831C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
-
2004
- 2004-12-06 RU RU2004135660/03A patent/RU2277626C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2470061C2 (en) * | 2007-07-05 | 2012-12-20 | Родиа Операсьон | Oil composition for preventing influx of water into underground formations |
RU2558831C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4489785A (en) | Method of completing a well bore penetrating a subterranean formation | |
US9976069B2 (en) | Invert emulsion for swelling elastomer and filtercake removal in a well | |
EA008963B1 (en) | Method for suppressing fluid communication to or from a wellbore | |
CN112585238A (en) | Lost circulation material composition and method for isolating lost circulation zones of a wellbore | |
US20220162129A1 (en) | Systems and methods of sequestering carbon dioxide in concrete | |
US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
US11261718B2 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation for intensifying oil production | |
CN112585237A (en) | Sealing composition and method for sealing an annulus of a wellbore | |
RU2277626C1 (en) | Insulation composition and method of well tubing-casing annulus plugging | |
RU2586360C1 (en) | Method for elimination of leakage of strings of oil and gas wells | |
AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
RU2303048C1 (en) | Light-weight grouting mortar | |
CN111394078A (en) | Foam uniform acid and preparation method and use method thereof | |
RU2319723C1 (en) | Water-shutoff composition | |
RU2376336C1 (en) | Hydrophobic polymer backfill composition (versions) | |
RU2425957C1 (en) | Isolation method of water influx to well | |
RU2374294C1 (en) | Waterproof composition | |
CA3173288A1 (en) | Method for leveling the injectivity profile of an injection well | |
RU2317399C1 (en) | Method for casing pipe leakage interval isolation inside well | |
RU2322569C2 (en) | Method for production well repair | |
RU2785984C1 (en) | Method for carrying out repair and insulation work in the well | |
RU2387691C1 (en) | Sealing composition for remedial cementing | |
RU2418153C1 (en) | Method for limiting water inlux in well | |
RU2558558C1 (en) | Well repair compound for oil and gas wells | |
JP3448406B2 (en) | Chemical liquid for solidification |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121207 |