RU2431651C1 - Состав для изоляции зон поглощений - Google Patents
Состав для изоляции зон поглощений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2431651C1 RU2431651C1 RU2010114801/03A RU2010114801A RU2431651C1 RU 2431651 C1 RU2431651 C1 RU 2431651C1 RU 2010114801/03 A RU2010114801/03 A RU 2010114801/03A RU 2010114801 A RU2010114801 A RU 2010114801A RU 2431651 C1 RU2431651 C1 RU 2431651C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- chalk
- bentonite
- solution
- water
- starch
- Prior art date
Links
Landscapes
- Absorbent Articles And Supports Therefor (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к составу для изоляции зон поглощений в трещиновато-кавернозных коллекторах в условиях интенсивных (катастрофических) поглощений в широком диапазоне температур. Технический результат - повышение пластической прочности и эффективности изоляции зон поглощений при повышенных температурах. Состав для изоляции зон поглощений, состоящий из двух реагентов, в качестве одного из которых используют бентонитово-меловой раствор, содержащий бентонитовый глинопорошок, мел технический, хлорид натрия и воду, а в качестве другого используют 54,52-54,56% водный раствор полиоксихлорида алюминия, в котором бентонитово-меловой раствор дополнительно содержит крахмал и феррохромлигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%: бентонитовый глинопорошок 8,00-9,00, мел технический 25,00-28,10, хлорид натрия 15,10-15,50, крахмал 0,50-0,58, феррохромлигносульфонат 0,78-0,90, вода - остальное, причем соотношение бентонитово-мелового раствора и водного раствора полиоксихлорида алюминия составляет 4,0-10,0:1 соответственно. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к составам для изоляции зон поглощений в трещиновато-кавернозных коллекторах в условиях интенсивных (катастрофических) поглощений в широком диапазоне температур.
Известен состав для изоляции зон поглощений, состоящий из двух реагентов, в качестве первого из которых используют бентонитово-меловой раствор, содержащий бентонитовый глинопорошок, мел технический, хлорид натрия и воду, а в качестве второго используют раствор сульфата алюминия, причем указанная смесь имеет следующее соотношение компонентов, масс.%:
| Бентонитовый глинопорошок | 13,3-14,6 |
| Мел технический | 11,0-12,2 |
| Хлорид натрия | 12,6-13,8 |
| Сульфат алюминия | 3,9-5,7 |
| Вода | остальное, |
при соотношении первого и второго реагентов 3-5:1 соответственно [Патент РФ №2277574, 8МПК С09К 8/467, з. №2004131406, приоритет 27.10.2004 г., опубл. 10.06.2006 в бюл. №16].
Недостатком данного состава является то, что образующийся тампон обладает относительно не высокой пластической прочностью, находящейся в пределах 2,15-2,68 кПа.
Наиболее близким по технической сущности и совокупности существенных признаков является состав для изоляции зон поглощений, состоящий из двух реагентов, в качестве одного из которых используют бентонитово-меловой раствор, содержащий бентонитовый глинопорошок, мел технический, хлорид натрия и воду, а в качестве другого используют водный раствор соли алюминия, отличающийся тем, что бентонитово-меловой раствор дополнительно содержит силикат натрия при следующем соотношении компонентов, масс.%:
| Бентонитовый глинопорошок | 8,88-9,08 |
| Мел технический | 29,66-30,27 |
| Хлорид натрия | 10,81-10,90 |
| Силикат натрия | 0,18-0,54 |
| Вода | остальное, |
а другой реагент в качестве соли алюминия содержит полиоксихлорид алюминия при следующем соотношении компонентов, масс.%:
| Полиоксихлорид алюминия | 54,52-54,56 |
| Вода | остальное, |
причем соотношение бентонитово-мелового раствора и раствора соли алюминия составляет 4,0-6,6:1 соответственно [Патент РФ №2373251, 8МПК С09К 8/467, з. №2008100744, приоритет от 09.01.2008 г., опубл. 20.11.2009 в бюл. №32].
Данный состав с успехом может использоваться при изоляции зон поглощений в вертикальных неглубоких (до 2000 м) скважинах в условиях нормальных температур.
Недостатком известного состава является то, что присутствие силиката натрия в бентонитово-меловом растворе, применяемом при повышенных температурах, способствует структурообразованию, что в свою очередь приводит к повышению вязкости бентонитово-мелового раствора, который становится непрокачиваемым. Бентонитово-меловой раствор, содержащий силикат натрия, с трудом поддается регулированию водоотдачи из-за высоких значений рН (около 12).
Применение известного состава для изоляции зон поглощений в наклонно-направленных, условно-горизонтальных и глубоких (3000 м и более) скважинах может вызывать дополнительные осложнения в виде дифференциальных прихватов и прилипания бурильного инструмента из-за сужения ствола вследствие отложений на стенке скважины фильтрационной корки.
Кроме того, образующийся тампон обладает недостаточно высокой пластической прочностью, находящейся в пределах 17,5-45,0 кПа, что отражается на эффективности изоляции зон интенсивных поглощений.
Задачей заявляемого технического решения является расширение ассортимента изолирующих составов, применяемых для ликвидации зон интенсивных (катастрофических) поглощений и повышение эффективности изоляции скважин при повышенных температурах.
Поставленная задача решается заявляемым составом для изоляции зон поглощений, состоящим из двух реагентов, в качестве одного из которых используют бентонитово-меловой раствор, содержащий бентонитовый глинопорошок, мел технический, хлорид натрия и воду, а в качестве другого используют водный раствор полиоксихлорида алюминия, в котором бентонитово-меловой раствор дополнительно содержит крахмал и феррохромлигносульфонат при следующем соотношении компонентов, масс.%:
| Бентонитовый глинопорошок | 8,00-9,00 |
| Мел технический | 25,00-28,10 |
| Хлорид натрия | 15,10-15,50 |
| Крахмал | 0,50-0,58 |
| Феррохромлигносульфонат | 0,78-0,90 |
| Вода | остальное, |
причем соотношение бентонитово-мелового раствора и водного раствора полиоксихлорида алюминия составляет 4,0-10,0:1 соответственно.
Отличием предлагаемого состава является то, что бентонитово-меловой раствор дополнительно содержит крахмал и феррохромлигносульфонат (ФХЛС), количественное соотношение ингредиентов одного из реагентов, а также соотношение реагентов.
Крахмал выпускается промышленностью по ТУ 10 РФ 1039-92 в виде порошка белого или желтоватого цвета и представляет собой смесь полисахаридов растительного происхождения, имеющих общую формулу (С6Н10О5)x. Крахмал предназначен для снижения фильтрации (водоотдачи) сильноминерализованных буровых растворов, применяемых при высоких температурах. Наиболее эффективен он в щелочной среде и хорошо сочетается с другими реагентами.
Известно, что крахмал применяется для обработки буровых растворов. Добавка крахмала вызывает рост условной вязкости соленасыщенных глинистых и меловых растворов, и поэтому для их разжижения могут дополнительно использоваться лигносульфонаты (А.И.Булатов, А.И.Пеньков, Ю.М.Проселков. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984, с.106-108).
Применение крахмала в бентонитово-меловых растворах, используемых в составах для изоляции зон поглощений, в доступных источниках информации не обнаружено.
Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) - продукт взаимодействия лигносульфоната (сульфит-спиртовой или сульфит-дрожжевой барды) с сернокислым железом и бихроматом натрия. В химическом отношении ФХЛС представляет собой полимер нерегулярного строения, в котором хром и железо находятся в трехвалентном состоянии и связаны макромолекулами в виде сложных комплексов.
ФХЛС выпускается промышленностью по ТУ 2454-322-05133190-2000 в виде неслеживающегося сыпучего порошка коричневого цвета, полностью растворимого в воде, устойчивого к действию поливалентных катионов и цемента, обладающего высокой термостойкостью (до 170-190°С).
Известно, что ФХЛС используется для разжижения буровых растворов, загустевших от действия глины, различных солей и температуры, а также для снижения фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов. Хорошо сочетается с другими реагентами. (А.И.Булатов, А.И.Пеньков, Ю.М.Проселков. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984, с.124-125).
Применение ФХЛС в бентонитово-меловых растворах, используемых в составах для изоляции зон поглощений, в доступных источниках информации не обнаружено.
Совместное применение крахмала и ФХЛС известно из патентов №№2166614, 2224875, 2224878, 2278890.
Известно, что крахмал используется для понижения водоотдачи цементного раствора, применяемого для изоляции трещин в призабойной зоне пласта, а ФХЛС используют в качестве пластификатора этих растворов (Патент РФ №2224875, 7МПК Е21В 33/138, з. №2002109461, приоритет 11.04.2002, опубл. 27.02.2004 в бюл. №6; а также патент РФ №2224878, 7МПК Е21В 43/20, з. №2002109462, приоритет 11.04.2002, опубл. 27.02.2004 в бюл. №6).
Известно также использование крахмала и ФХЛС в безглинистых буровых растворах, применяемых для вскрытия нефтяных скважин с низким пластовым давлением (Патент РФ №2278890, МПК С09К 8/08, з. №2005106571, приоритет 09.03.2005, опубл. 27.06.2006 в бюл. №18).
В составе для ликвидации межколонных газопроявлений в скважине крахмал используется в качестве регулятора структурно-реологических показателей, а ФХЛС используется для защиты от бактериологического разложения состава (Патент РФ №2166614, 7МПК Е21В 33/138, з. №99119768, приоритет 14.09.1999, опубл. 10.05.2001 в бюл. №13).
Таким образом, из известных источников научно-технической и патентной информации применение крахмала и ФХЛС в бентонитово-меловом растворе, взаимодействующем с раствором полиоксихлорида алюминия и используемом для изоляции зон интенсивных поглощений, не выявлено, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «новизна».
В заявляемом составе для изоляции зон поглощений ФХЛС более прочно связывает гидроксид алюминия Al(ОН)3 и гидроаргиллит Al2O3·3H2O, вновь образованные в процессе реакции ПОХА с бентонитово-меловым раствором, и тем самым способствует повышению пластической прочности тампона, кроме того, крахмал и ФХЛС снижают водоотдачу бентонитово-мелового раствора и придают ему свойства (например, прокачиваемость), позволяющие закачивать состав в глубокие и сверхглубокие скважины с высокими забойными температурами.
В результате химических реакций полиоксихлорида алюминия с компонентами бентонитово-мелового раствора образуются нерастворимые гелеобразующие осадки гидроксида алюминия Al(ОН)3 и хлористого кальция CaCl2 с выделением углекислого газа CO2, который обеспечивает более интенсивное перемешивание состава и способствует ускорению реакции.
{[Al(ОН)aClb·nH2O]m}x+СаСО3+H2O→Al(ОН)3↓+CaCl2↓+CO2↑
Реакция происходит с поглощением воды, что в свою очередь способствует получению более прочного тампона.
Хлористый кальций CaCl2 взаимодействует с глинистой фазой как загуститель.
Добавки крахмала и ФХЛС в бентонитово-меловом растворе малы по сравнению с ПОХА. При контакте часть ПОХА реагирует (коагулирует) с крахмалом и ФХЛС, тем самым обеспечивает оставшейся части ПОХА беспрепятственно прореагировать с карбонатной составляющей бентонитового глинопорошка и мела. Коагулированные крахмал и ФХЛС, в свою очередь, укрепляют связи с вновь образованными твердыми составляющими тампона и в итоге увеличивают его пластическую прочность.
Кроме того, при повышении температуры бентонитово-мелового раствора, реакция компонентов состава ускоряется и повышается пластическая прочность тампона.
В результате химических реакций происходит быстрое образование практически безводного тампона с более высокой пластической прочностью по сравнению с составом-прототипом, способного надежно закупорить околоскважинное пространство в зоне поглощения.
Авторами экспериментально установлено, что использование в заявляемом составе для изоляции зон поглощений бентонитово-мелового раствора, дополнительно содержащего крахмал и ФХЛС, и водного раствора полиоксихлорида алюминия при их соотношении 4,0-10,0:1 соответственно обеспечивает получение нового технического результата, заключающегося в повышении пластической прочности тампона, что повышает эффективность изоляции зон поглощений.
Таким образом, введение в один реагент состава для изоляции двух дополнительных компонентов, новое количественное соотношение ингредиентов одного реагента, а также новое соотношение реагентов позволили получить новый технический результат, заключающийся в повышении пластической прочности образовавшегося тампона, обеспечивающий повышение эффективности изоляции зон поглощений, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».
Для оценки эффективности заявляемого технического решения были проведены лабораторные исследования, результаты которых представлены в таблице.
В качестве компонентов одного (I) реагента использовали:
- бентонитовый глинопорошок по ТУ 2-043-953-87;
- мел технический по ГОСТ 12085-88;
- хлорид натрия по ГОСТ 13830-91Е;
- сухой концентрат силиката натрия по ТУ 5743-001-31178039-2001;
- крахмал по ТУ 10 РФ 1039-92;
- ФХЛС по ТУ 2454-322-05133190-2000;
- техническую воду.
Для приготовления другого (II) реагента использовали:
- полиоксихлорид алюминия по ТУ 6-09-05-1456-96;
- техническую воду.
Реагенты готовили следующим образом.
Предварительно приготовили раствор хлорида натрия плотностью 1180 кг/м3, для чего в 1000 мл воды растворили 283 г хлорида натрия.
Для приготовления бентонитово-мелового раствора (I реагента) взяли 1 литр приготовленного раствора хлорида натрия, ввели в него 150 г бентонитового глинопорошка и перемешивали в течение 1 часа. Затем при постоянном перемешивании добавили 500 г порошкообразного мела, 10 г крахмала и 15 г ФХЛС, перемешивали в течение 4 часов. После чего замерили параметры исходного бентонитово-мелового раствора, которые составили: плотность - 1420 кг/м3, растекаемость по конусу - 18 см, водоотдача 14 см3 за 30 мин. При этом компонентный состав исходного бентонитово-мелового раствора составил: бентонитовый глинопорошок 8,09 масс.%, мел - 26,96 масс.%, хлорид натрия - 15,26 масс.%, крахмал - 0,54 масс.%, ФХЛС - 0,81 масс.% и вода - 48,34 масс.%, что отражено в таблице (опыт 1).
Для приготовления 1 литра водного раствора полиоксихлорида алюминия (II реагента) взяли 614 мл воды, в которой растворили 736 г ПОХА, затем замерили плотность, которая составила 1350 кг/м3.
Пример 1. Для исследования характеристик образовавшегося тампона взяли 200 см3 исходного бентонитово-мелового раствора и при помешивании добавили в него 50 см3 раствора ПОХА (соотношение 4,0:1). При этом содержание компонентов в I реагенте составило: бентонитовый глинопорошок 8,00 масс.%, мел 28,10 масс.%, хлорид натрия 15,10 масс.%, крахмал 0,50 масс.%, ФХЛС 0,78 масс.% и вода 47,52 масс.%; содержание компонентов во II реагенте составило: ПОХА 54,56 масс.% и вода 45,44 масс.%. В результате химической реакции через 8 с (при температуре 22°С) произошло выпадение нерастворимых гелеобразующих осадков, и образовался прочный тампон. Затем на пластометре по методу академика П.А.Ребиндера произвели замер пластической прочности образовавшегося тампона, которая составила 48,3 кПа (опыт 9).
Для определения термостойкости I реагента и пластической прочности тампона также были проведены исследования состава при температуре 90°С. В результате химической реакции через 6 с произошло выпадение нерастворимых гелеобразующих осадков и образовался прочный тампон, пластическая прочность которого составила 52,7 кПа (опыт 9).
Аналогичным образом были проведены исследования составов при различных сочетаниях компонентов, а результаты отражены в таблице.
Были проведены также исследования состава по прототипу.
Для этого в 1 литр раствора хлорида натрия ввели 100 г бентонитового глинопорошка и перемешивали 1 час, затем при перемешивании ввели 500 г порошкообразного мела и 20 г сухого концентрата силиката натрия, перемешивали еще в течение 4 часов. Раствор ПОХА был приготовлен ранее.
Пример 2. Взяли 200 см3 бентонитово-мелового раствора и при помешивании в него добавили 50 см3 раствора ПОХА. При этом содержание компонентов в I реагенте составило бентонитового глинопорошка 9,06 масс.%, мела 29,66 масс.%, хлорида натрия 10,83 масс.%, силиката натрия 0,54 масс.% и воды 49,91 масс.%, содержание компонентов во II реагенте составило ПОХА 54,56 масс.% и воды 45,44 масс.%, а соотношение I и II реагентов составило 4:1. В результате химической реакции (при температуре 22°С) через 5 секунд произошло выпадение нерастворимых осадков, и образовался прочный тампон. Затем на пластометре замерили пластическую прочность, которая составила 45,0 кПа, а при нагреве I реагента до температуры 90°С пластическая прочность составила 46,3 кПа (опыт 15).
У данного состава по прототипу пластическая прочность высокая, но при этом она все-таки ниже, чем у заявляемого состава, отраженного в таблице (опыт 9).
Анализ данных таблицы показал, что наиболее высокая пластическая прочность тампона при оптимальном содержании реагентов и при температуре 22°С составляет 18,2-48,3 кПа, а при температуре 90°С составляет 20,2-52,7 кПа. Пластическая прочность полученного тампона может быть и выше при другом компонентном составе I реагента (опыты 10-12), но при этом он становится труднопрокачиваемым.
Авторами экспериментально установлено, что оптимальным содержанием компонентов в бентонитово-меловом растворе является их соотношение, масс.%:
| Бентонитовый глинопорошок | 8,00-9,00 |
| Мел технический | 25,00-28,10 |
| Хлорид натрия | 15,10-15,50 |
| Крахмал | 0,50-0,58 |
| ФХЛС | 0,78-0,90 |
| Вода | остальное. |
Установлено, что оптимальное содержание в заявляемом составе бснтонитового глинопорошка находится в пределах 8,00-9,00 масс.%. При содержании глинопорошка более 9,00 масс.% повышается вязкость бентонитово-мелового раствора, что усложняет его прокачиваемость, и снижается пластическая прочность тампона (опыт 5). При содержании глинопорошка менее 8,00 масс.% тампон от избытка ПОХА становится хрупким (опыт 10).
Оптимальное содержание технического мела составляет 25,00-28,10 масс.%. При содержании мела более 28,10 масс.% в I реагенте ухудшается его подвижность и реагент становится труднопрокачиваемым в скважину (опыт 11). При содержании мела менее 25,00 масс.% снижается пластическая прочность тампона (опыт 4).
Оптимальное содержание хлорида натрия составляет 15,10-15,50 масс.%. Содержание хлорида натрия более 15,50 масс.% приводит к снижению пластической прочности тампона (опыт 3). Содержание хлорида натрия менее 15,10 масс.% приводит к повышению вязкости раствора до непрокачиваемого (опыт 12).
Оптимальное содержание крахмала составляет 0,50-0,58 масс.%. Содержание крахмала менее 0,50 масс.% приводит к повышению водоотдачи бентонитово-мелового раствора (опыт 13), а увеличение содержания крахмала более 0,58 масс.% приводит к загустеванию бентонитово-мелового раствора (опыт 5).
Оптимальное содержание ФХЛС составляет 0,78-0,90 масс.%. Снижение содержания ФХЛС менее 0,78 масс.% также приводит к повышению водоотдачи и ухудшению реологических характеристик бентонитово-мелового раствора (опыт 13), а увеличение содержания ФХЛС более 0,90 масс.% нецелесообразно, т.к. не приводит к повышению прочности тампона (опыт 5).
Оптимальное содержание полиоксихлорида алюминия (ПОХА) составляет 54,52-54,56 масс.%. Снижение содержания ПОХА менее 54,52 масс.% приводит к снижению пластической прочности тампона (опыт 2). Увеличение содержания ПОХА более 54,56 масс.% приводит к получению хрупкого тампона (опыт 14).
При этом оптимальное соотношение I и II реагентов составляет 4,0-10,0:1 соответственно. При повышении соотношения более 10,0:1 происходит снижение пластической прочности, которая является недостаточной для создания изоляционного экрана в зоне катастрофических поглощений (опыт 5). При снижении соотношения менее 4,0:1 происходит образование тампона с высокой пластической прочностью до образования хрупкого материала (опыт 10).
Для реализации заявляемого состава в промысловых условиях предварительно проводятся исследования. На основании результатов исследований производятся необходимые расчеты.
Необходимый объем образующегося тампона с учетом его пластической прочности рассчитывается индивидуально в каждом конкретном случае в зависимости от характеристики поглощающих пластов (пластового давления, приемистости пласта, открытой пористости пород и т.д.)
Заблаговременно приготавливают расчетный объем бентонитово-мелового раствора. Для этого в отдельную емкость заливают техническую воду, добавляют хлорид натрия и перемешивают 1 час. Затем вводят бентонитовый глинопорошок и перемешивают 4 часа, после чего добавляют мел технический, крахмал, ФХЛС и перемешивают еще 1 час, в результате получается исходный бентонитово-меловой раствор с заданными параметрами.
Также заблаговременно приготавливают водный раствор полиоксихлорида алюминия. Для этого в отдельную емкость загружают необходимое количество технической воды, в которой растворяют полиоксихлорид алюминия.
Использование состава осуществляют следующим способом.
В трубное пространство закачивают расчетный объем бентонитово-мелового раствора, который размещают в стволе скважины выше зоны поглощения. Затем в зону поглощения по трубному пространству закачивают буферную жидкость, раствор ПОХА, буферную жидкость, цементный раствор, продавочную жидкость. При достижении раствора ПОХА кровли зоны поглощения одновременно по трубному и затрубному пространствам закачивается продавочная жидкость. Одновременное закачивание продавочной жидкости производится до момента выхода из открытого конца бурильных труб раствора ПОХА. Далее при интенсивном перемешивании и в процессе химического взаимодействия образуются продукты реакции в виде прочного тампона, который закупоривает зону поглощения. После чего в стволе скважины в интервале зоны поглощения размещают цементный раствор, который взаимодействует с оставшимся непрореагировавшим раствором ПОХА, образуя цементный камень. После чего скважина оставляется на ожидание затвердевания цемента.
Преимущества заявляемого состава для изоляции зон поглощений:
- надежность блокирования призабойной зоны за счет образования тампона с более высокой пластической прочностью;
- возможность использования состава для изоляции зон поглощения в скважинах в широком диапазоне температур (от нормальных до высоких).
Использование заявляемого состава позволяет расширить ассортимент реагентов, применяемых для изоляции зон катастрофических поглощений, и повысить эффективность изоляции.
Claims (1)
- Состав для изоляции зон поглощений, состоящий из двух реагентов, в качестве одного из которых используют бентонитово-меловой раствор, содержащий бентонитовый глинопорошок, мел технический, хлорид натрия и воду, а в качестве другого используют 54,52-54,56%-ный водный раствор полиоксихлорида алюминия, отличающийся тем, что бентонитово-меловой раствор дополнительно содержит крахмал и феррохромлигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:
бентонитовый глинопорошок 8,00-9,00 мел технический 25,00-28,10 хлорид натрия 15,10-15,50 крахмал 0,50-0,58 феррохромлигносульфонат 0,78-0,90 вода остальное
причем соотношение бентонитово-мелового раствора и водного раствора полиоксихлорида алюминия составляет 4,0-10,0:1 соответственно.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010114801/03A RU2431651C1 (ru) | 2010-04-13 | 2010-04-13 | Состав для изоляции зон поглощений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010114801/03A RU2431651C1 (ru) | 2010-04-13 | 2010-04-13 | Состав для изоляции зон поглощений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2431651C1 true RU2431651C1 (ru) | 2011-10-20 |
Family
ID=44999185
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010114801/03A RU2431651C1 (ru) | 2010-04-13 | 2010-04-13 | Состав для изоляции зон поглощений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2431651C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2487909C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
| RU2772069C1 (ru) * | 2021-06-28 | 2022-05-16 | Юрий Анатольевич Дергунов | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины |
-
2010
- 2010-04-13 RU RU2010114801/03A patent/RU2431651C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2487909C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
| RU2772069C1 (ru) * | 2021-06-28 | 2022-05-16 | Юрий Анатольевич Дергунов | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10287481B1 (en) | Settable, form-filling loss circulation control compositions comprising in situ foamed non-hydraulic sorel cement systems and method of use | |
| US7654326B1 (en) | Sorel cements and methods of making and using same | |
| EP0582367A1 (en) | Retarded acid soluble well cement compositions | |
| EA005102B1 (ru) | Способ обработки подземного пласта | |
| RU2431651C1 (ru) | Состав для изоляции зон поглощений | |
| IT9048312A1 (it) | Fluido per perforazione con reazione di imbrunimento di carboidrato anionico e metodo relativo | |
| RU2601635C1 (ru) | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин | |
| RU2561630C2 (ru) | Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard) | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2516400C1 (ru) | Алюмогипсокалиевый буровой раствор и способ его получения | |
| CN108005610A (zh) | 深孔钻探护壁堵漏工艺 | |
| CN104387531B (zh) | 钻井液用增粘抑制型聚合物及其制备方法和应用 | |
| CN105567188B (zh) | 用于提高氰凝类堵漏剂堵漏性能的助剂及其制备方法，氰凝类堵漏剂 | |
| RU2541666C1 (ru) | Буровой раствор для стабилизации глинистых пород | |
| RU2373251C2 (ru) | Состав для изоляции зон поглощений | |
| CN101638575B (zh) | 钻井液用抗高温稀释剂及其生产方法和使用方法 | |
| US4301867A (en) | Process for selectively reducing the permeability of a subterranean sandstone formation | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2215016C1 (ru) | Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур | |
| RU2277574C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощений | |
| AU2018342586B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2015155C1 (ru) | Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин | |
| RU2322472C1 (ru) | Технологическая жидкость для глушения нефтегазовых скважин и способ ее приготовления | |
| US11959013B2 (en) | Viscoelastic surfactant-based treatment fluids for use with metal oxide-based cements | |
| RU2733766C1 (ru) | БУРОВОЙ РАСТВОР С ТАМПОНИРУЮЩЕЙ ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ Petro Plug |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140414 |