RU2487910C2 - Тампонажный раствор - Google Patents
Тампонажный раствор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2487910C2 RU2487910C2 RU2011137928/03A RU2011137928A RU2487910C2 RU 2487910 C2 RU2487910 C2 RU 2487910C2 RU 2011137928/03 A RU2011137928/03 A RU 2011137928/03A RU 2011137928 A RU2011137928 A RU 2011137928A RU 2487910 C2 RU2487910 C2 RU 2487910C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- solution
- teg
- triethylene glycol
- grouting
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для крепления скважин, и может быть использовано при строительстве скважин в солевых отложениях в температурном диапазоне от 60° до 150°С. Технический результат, достигаемый предлагаемым тампонажным раствором, заключается в простоте приготовления, сохранении стабильности солевых отложений при контакте с ними, формировании прочного цементного камня в условиях действия повышенных температур при использовании в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости. Тампонажный раствор содержит, (мас.ч.): тампонажный портландцемент 60-70; кремнезем 30-40; феррохромлигносульфонат 1,5-2; глицерин, или триэтиленгликоль, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в триэтиленгликоле 10-20; насыщенный водный раствор NaCl 40-45. 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным растворам, используемым при строительстве скважин в солевых отложениях в температурном диапазоне от 60° до 150°С.
Известен тампонажный раствор (SU №1714089 A1, Е21В 33/138, 23.02.1992), содержащий в своем составе следующие ингредиенты, мас.ч.:
- портландцемент | 100 |
- оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) | 0,3-0,4 |
- декстрин | 0,1-0,2 |
- вода | 55-60. |
К недостаткам известного тампонажного раствора относят низкую прочность, малую термостойкость и склонность к усадочным деформациям цементного камня.
Известен тампонажный раствор (RU №2149981 C1, Е21В 33/138, 27.05.2000), включающий цемент, оксиэтклцеллюлозу (ОЭЦ), воду и меламинсодержащий продукт, в качестве которого используют меламиноформальдегидную смолу или смесь меламиновых смол при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:
- цемент | 100, |
- оксиэтилцеллюлоза | 0,3-0,5, |
- меламиноформальдегидная смола | 0,5-1,0, |
- вода | 40-50. |
Известный тампонажный раствор обладает пониженной водоотдачей, термостабильностью, седиментационной устойчивостью в период его прокачивания и повышенной устойчивостью к прорыву пластового флюида в условиях действия пластовых температур до 100°C.
К недостаткам известного раствора относятся:
- использование в составе меламинсодержащих продуктов, относящихся к 1-му классу опасности;
- использование высоковязкого полимера ОЭЦ, снижающего прочность твердеющего цементного камня.
Применение тампонажных растворов, приготовленных путем затворения портландцемента пресной водой, в условиях залегания солевых отложений не обеспечивает надежной герметизации разобщенного пространства и приводит к растворению солей, слагающих стенки скважины. Кроме того, при непосредственном контакте тампонажного раствора с солевыми средами изменяются его технологические свойства: увеличивается вязкость, возникает коррозия цементного камня, резко сокращаются сроки загустевания, что на практике приводит к увеличению продавочного давления и гидроразрыву пластов.
Задача, на которую направлено предлагаемое изобретение, состоит в получении тампонажного раствора с синтетической дисперсионной средой, предназначенного для крепления нефтегазовых скважин в условиях залегания соленых отложений в температурном диапазоне от 60° до 150°C.
Технический результат, достигаемый предлагаемым тампонажным раствором, заключается в простоте приготовления, сохранении стабильности солевых отложений при контакте с ними, формировании прочного цементного камня в условиях действия повышенных температур при использовании в качестве дисперсионной среды синтетической жидкости.
Тампонажный раствор, благодаря насыщению жидкости затворения солями, сохраняет устойчивость солевых отложений. Однако известно, что соли-электролиты отрицательно влияют на свойства формируемого цементного камня, приводя к его усадке и снижению прочности.
Экспериментально было доказано, что для нейтрализации отрицательного воздействия солей-электролитов в жидкость затворения целесообразно вводить жидкие углеводородные соединения, благодаря чему снижается ее диэлектрическая проницаемость (таблица 1) и в результате чего наблюдается:
- стабильность солевых пород при контакте с тампонажным раствором;
- затвердевание раствора в прочный непроницаемый камень;
- увеличение цементного камня в объеме.
Результаты экспериментальных данных отражены в таблице 1, где приведена зависимость электрического сопротивления насыщенного раствора хлористого натрия от концентрации углеводородов. В качестве углеводородов использовались триэтиленгликоль (ТЭГ), глицерин и 10%-ный раствор эпоксидной смолы (ЭД-20) в триэтиленгликоле.
Технический результат изобретения достигается за счет того, что тампонажный раствор, включающий пресную воду, минерализованную солями-электролитами, тампонажный портландцемент, кремнезем (свободная двуокись кремния - SiO2 составляет основу кварцевого песка), феррохромлигносульфонат (ФХЛС), содержит синтетическую жидкость, такую как глицерин, или триэтиленгликоль, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы (ЭД-20) в ТЭГ при соотношении ингредиентов, мас.ч.:
тампонажный портландцемент | 60-70; |
кремнезем | 30-40; |
ФХЛС | 1,5-2; |
глицерин, | |
или триэтиленгликоль (ТЭГ), | |
или 10%-ный раствор эпоксидной смолы | |
(ЭД-20) в ТЭГ | 10-20; |
насыщенный водный раствор NaCl | 40-45. |
ФХЛС получают путем обработки сульфит-спиртовой барды сернокислым железом и бихроматом натрия.
ФХЛС представляет собой порошок коричнево-зеленого цвета, хорошо растворяющийся в воде, имеющий рН=4-4.5. ФХЛС позволяет снизить вязкость и частично фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов, а также растворов кальциевого типа и загрязненных цементом, антигидритами и поливалентными солями.
Тампонажный раствор может быть приготовлен следующим образом: в пресной воде, взятой в необходимом количестве, растворяют хлорид натрия до полного насыщения воды. В полученный раствор добавляют синтетическую жидкость, например многоатомный спирт, такой как триэтиленгликоль, или глицерин, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы, и тщательно перемешивают до получения однородной эмульсии. В полученную жидкость затворения вводят тампонажную смесь, приготовленную путем перемешивания кремнезема (кварцевого песка), ФХЛС и портландцемента. Приготовление тампонажного раствора осуществляется с помощью мешалки с числом оборотов 18000 об/мин в соответствии со стандартом API 10 А:2007.
Насыщение дисперсионной среды тампонажного раствора хлористым натрием обеспечивает высокое сцепление получаемого цементного камня с солевой породой, а введение синтетических соединений нейтрализует отрицательное воздействие электролитов на прочность цементного камня. Об этом свидетельствуют результаты проведенного эксперимента: солевой керн заполнялся тампонажным раствором. Проводилась визуальная оценка на предмет сохранения керна и определялась прочность на сцепление цементного камня с образцом. Результаты экспериментальных данных отражены в таблицах, где приведены зависимости физико-химических свойств цементного камня и тампонажных растворов от содержания синтетической дисперсионной среды (таблица 2), минерализованной дисперсионной среды (таблица 3) и при ведении добавок-замедлителей (таблица 4).
Для определения оптимальной рецептуры тампонажного раствора были приготовлены составы с добавлением соответственно синтетических жидкостей (таблица 2), минерализованной дисперсионной средой (таблица 3) и добавлением лигносульфонатов (таблица 4).
Физико-механические свойства цементного камня и приготовленных тампонажных растворов проверялись путем добавления в жидкость затворения (пресной воды) различных синтетических соединений. Растворы приготавливались на портландцементе (Ц) марки ПЦТ 1G-CC-1 при В/Ц=0,45, (В - вода).
Как видно из таблицы 2 добавление в жидкость затворения тампонажного ТЭГ (примеры 2-4) приводит к увеличению прочности цементного камня по сравнению с тампонажным раствором, приготовленным на пресной воде (пример 1). При добавлении в состав тампонажного раствора композиции из многоатомного спирта и эпоксидной смолы ЭД-20 рост прочности цементного камня продолжается (примеры 5, 6 и 8, 9), однако при высоких концентрациях смеси прочность камня начинает снижаться (примеры 7 и 10). Смесь спиртов глицерина и ТЭГ с эпоксидной смолой при добавлении в жидкость затворения незначительно повышает прочность цементного камня (примеры 11 и 12). Добавление парафинового латекса, состоящего из смеси смол и полиэлектролита, не оказывает существенного изменения прочности цементного камня (примеры 13, 14).
Ввод спирта и композиции на основе спирта и эпоксидной смолы способствует увеличению седиментационной устойчивости тампонажного раствора, о чем свидетельствует отсутствие водоотделения (таблица 2, примеры 4-12).
Составы, полученные при добавлении в жидкость затворения синтетических соединений, при затвердевании образуют прочный цементный камень, однако, их использование в соленосных отложениях не обеспечивает сохранение устойчивости данных пород и не позволяет достичь герметично зацементированного пространства, поэтому были приготовлены составы с минерализованной дисперсионной средой и добавлением синтетических соединений.
В таблице 3 приведены результаты исследования свойств тампонажного раствора, приготовленного на минерализованной дисперсионной среде.
Как видно из таблицы 3, минерализация дисперсионной среды обеспечивает рост прочности цементного камня (примеры 1-9), однако прочность камня на сцепление с солью увеличивается только с повышением концентрации синтетических добавок (примеры 3, 5, 7 и 9).
В таблице 4 приведены свойства тампонажного раствора, приготовленного на цементе марки ПЦТ 1G-CC-1 и обработанного добавками-замедлителями сроков схватывания.
Как видно из таблицы 4, наиболее эффективна добавка ФХЛС (примеры 3, 9 и 12). Эта добавка обеспечивает подвижность тампонажного раствора в течение 200-240 мин, что вполне достаточно для продавки раствора в цементируемый участок скважины. Неэффективны в использовании реагенты нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) и карбоксиметилцеллюлозы КМЦ (пример 5), а также смеси реагентов полиакрилата, кальцинированной соды и полимера Melflux 5588 (пример 10), поскольку получаемые растворы не схватываются. Остальные реагенты не оказывают существенного замедляющего эффекта, к тому же снижают прочность получаемого цементного камня (примеры 2, 4, 7, 8 и 11).
Приведенные в таблицах 1-4 результаты позволяют установить оптимальную рецептуру тампонажного раствора для строительства нефтегазовых скважин в солевых отложениях при повышенных температурах.
Таблица 1 | |||
Концентрация углеводорода, мас.ч. | Плотность, кг/м3 | Электрическое сопротивление, Ом·м | |
Триэтиленгликоль | 10 | 1200-1210 | 0,12 |
20 | 1200-1210 | 0,12-0,13 | |
30 | 1210 | 0,18-0,2 | |
40 | 1210 | 0,28-0,30 | |
50 | 1210 | 0,28-0,3 | |
Глицерин | 10 | 1200 | 0,1 |
20 | 1210 | 0,11-0,12 | |
30 | 1210 | 0,2-0,22 | |
40 | 1210 | 0,25-0,28 | |
50 | 1210 | 0,28-0,3 | |
10%-ный раствор ЭД-20 в триэтиленгликоле | 10 | 1210 | 0,15 |
20 | 1210 | 0,15 | |
30 | 1220 | 0,19 | |
40 | 1220 | 0,22 | |
50 | 1220 | 0,30 | |
Без наполнителя | - | 1180 | 0,08 |
Таблица 2 | |||||||
№ п/п | Марка портландцемента | Вид добавки | Содержание, масс.ч. | Растекаемость тампонажного раствора, мм | Сцепление цементного камня с металлом через 48 ч, МПа | Прочность цементного камня на изгиб через 48 ч, МПа | Водоотделение, мл/120 мин |
1. | ПЦТ 1G-CC-1 | - | - | 240 | 1,25 | 5,04 | 3 |
2. | ПЦТ 1G-СС-1 | 10 | 190 | 2,45 | 6,12 | 0,5 | |
3. | ПЦТ 1G-CC-1 | ТЭГ | 20 | 180 | 3,4 | 8,12 | 0,5 |
4. | ПЦТ 1G-CC-1 | 30 | 180 | 2,33 | 6,52 | нет | |
5. | ПЦТ 1G-CC-1 | 10 | 230 | 3,67 | 9,64 | нет | |
6. | ПЦТ 1G-CC-1 | ЭД-20+ТЭГ | 20 | 185 | 2,57 | 10,15 | нет |
7. | ПЦТ 1G-CC-1 | 30 | 180 | 3,0 | 5,2 | нет | |
8. | ПЦТ 1G-CC-1 | 10 | 180 | 6,3 | 12,4 | нет | |
9. | ПЦТ 1G-CC-1 | ЭД-20+глицерин | 20 | 180 | 3,55 | 12,0 | нет |
10. | ПЦТ 1G-CC-1 | 30 | менее 180 | 2,5 | 6,4 | нет | |
11. | ПЦТ 1G-CC-1 | (глицерин+ТЭГ)+ЭД-20 | 10 | менее 180 | 3,60 | 8,75 | нет |
12. | ПЦТ 1G-CC-1 | 20 | менее 180 | 3,85 | 9,6 | нет | |
13. | ПЦТ 1G-CC-1 | Латекс парафиновый | 3 | 230 | 2,05 | 6,44 | 2 |
14. | ПЦТ 1G-CC-1 | 5 | 215 | 1,7 | 5,4 | 1,5 |
Таблица 3 | |||||||
№ п/п | Жидкость затворения | Растекаемость, мм | Плотность, кг/м3 | Прочность цементного камня на изгиб через 48 ч, МПа | Прочность цементного камня на сцепление с солью через 48 ч, МПа | ||
Вид добавки | Концентрация, мас.ч. | Рассол | |||||
1. | - | - | насыщенный раствор NaCl | 240 | 2170 | 8,4 | 3,0 |
2. | ТЭГ | 10 | насыщенный раствор NaCl | 190 | 2150 | 8,8 | 5,0 |
3. | тэг | 20 | насыщенный раствор NaCl | 180 | 2150 | 10,4 | 6,8 |
4. | ЭД-20+ТЭГ | 10 | насыщенный раствор NaCl | 150 | 2180 | 12,5 | 10,1 |
5. | ЭД-20+ТЭГ | 20 | насыщенный раствор NaCl | 140 | 2180 | 13,7 | 11,2 |
6. | ЭД-20+глицерин | 10 | насыщенный раствор NaCl | 210 | 2120 | 13,3 | 10,0 |
7. | ЭД-20+глицерин | 20 | насыщенный раствор NaCl | 200 | 2120 | 14,5 | 12,0 |
8. | Глицерин | 10 | насыщенный раствор NaCl | 210 | 2130 | 11,4 | 8,8 |
9. | Глицерин | 20 | насыщенный раствор NaCl | 240 | 2130 | 13,0 | 11,1 |
Claims (1)
- Тампонажный раствор, включающий пресную воду, минерализованную солями электролитами, тампонажный портландцемент, кремнезем, технические лигносульфонаты, отличающийся тем, что в качестве соли электролита используют хлорид натрия NaCl, в качестве технических лигносульфонатов используют феррохромлигносульфонат ФХЛС, раствор дополнительно содержит или глицерин, или триэтиленгликоль ТЭГ, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в ТЭГ при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:
тампонажный портландцемент 60-70 кремнезем 30-40 ФХЛС 1,5-2 глицерин, или триэтиленгликоль ТЭГ, или 10%-ный раствор эпоксидной смолы ЭД-20 в ТЭГ 10-20 насыщенный водный раствор NaCl 40-45
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011137928/03A RU2487910C2 (ru) | 2011-09-14 | 2011-09-14 | Тампонажный раствор |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011137928/03A RU2487910C2 (ru) | 2011-09-14 | 2011-09-14 | Тампонажный раствор |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011137928A RU2011137928A (ru) | 2013-03-20 |
RU2487910C2 true RU2487910C2 (ru) | 2013-07-20 |
Family
ID=48791328
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011137928/03A RU2487910C2 (ru) | 2011-09-14 | 2011-09-14 | Тампонажный раствор |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2487910C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA026237B1 (ru) * | 2014-12-25 | 2017-03-31 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Состав для крепления слабосцементированных пород призабойной зоны скважин |
RU2700125C2 (ru) * | 2017-11-21 | 2019-09-12 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Полимерсодержащий реагент для цементно-полимерного раствора |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1506081A1 (ru) * | 1987-12-30 | 1989-09-07 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Тампонажный состав |
SU1760087A1 (ru) * | 1989-04-11 | 1992-09-07 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Тампонажный состав |
RU2036297C1 (ru) * | 1992-08-14 | 1995-05-27 | Юрий Ростиславович Леонов | Тампонажный материал |
RU95113902A (ru) * | 1995-08-02 | 1997-08-10 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья | Тампонажный раствор с минерализованной жидкой фазой |
RU2109923C1 (ru) * | 1995-08-02 | 1998-04-27 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья | Тампонажный раствор с минерализованной жидкой фазой |
RU2149981C1 (ru) * | 1998-11-24 | 2000-05-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Тампонажный раствор |
RU2319721C2 (ru) * | 2005-02-01 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Полимерцементная тампонажная композиция |
US20090078418A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and Compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
RU2359981C1 (ru) * | 2007-11-23 | 2009-06-27 | Сергей Михайлович Гайдар | Антифрикционная композиция |
US7723273B1 (en) * | 2009-10-28 | 2010-05-25 | Jacam Chemical Company, Inc. | Modified epoxy-amine compositions for oil field uses |
WO2011056393A2 (en) * | 2009-10-28 | 2011-05-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for initiating annular obstruction in a subsurface well |
-
2011
- 2011-09-14 RU RU2011137928/03A patent/RU2487910C2/ru active
Patent Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1506081A1 (ru) * | 1987-12-30 | 1989-09-07 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Тампонажный состав |
SU1760087A1 (ru) * | 1989-04-11 | 1992-09-07 | Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Тампонажный состав |
RU2036297C1 (ru) * | 1992-08-14 | 1995-05-27 | Юрий Ростиславович Леонов | Тампонажный материал |
RU95113902A (ru) * | 1995-08-02 | 1997-08-10 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья | Тампонажный раствор с минерализованной жидкой фазой |
RU2109923C1 (ru) * | 1995-08-02 | 1998-04-27 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья | Тампонажный раствор с минерализованной жидкой фазой |
RU2149981C1 (ru) * | 1998-11-24 | 2000-05-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Тампонажный раствор |
RU2319721C2 (ru) * | 2005-02-01 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Полимерцементная тампонажная композиция |
US20090078418A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and Compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
RU2359981C1 (ru) * | 2007-11-23 | 2009-06-27 | Сергей Михайлович Гайдар | Антифрикционная композиция |
US7723273B1 (en) * | 2009-10-28 | 2010-05-25 | Jacam Chemical Company, Inc. | Modified epoxy-amine compositions for oil field uses |
WO2011056393A2 (en) * | 2009-10-28 | 2011-05-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for initiating annular obstruction in a subsurface well |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA026237B1 (ru) * | 2014-12-25 | 2017-03-31 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Состав для крепления слабосцементированных пород призабойной зоны скважин |
RU2700125C2 (ru) * | 2017-11-21 | 2019-09-12 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Полимерсодержащий реагент для цементно-полимерного раствора |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2011137928A (ru) | 2013-03-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4083407A (en) | Spacer composition and method of use | |
US8940669B2 (en) | Density-matched suspensions and associated methods | |
US10138165B2 (en) | High strength, operationally robust lost circulation preventative pseudo-crosslinked material | |
EP1213270B1 (en) | Well cement fluid loss control additive | |
JP7277437B2 (ja) | 増強された高温架橋破砕流体 | |
CN102226080B (zh) | 一种压裂液及其制备方法 | |
RU2647529C2 (ru) | Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов | |
US2614998A (en) | Low water-loss cement slurry | |
CN108603100B (zh) | 黏土稳定剂及使用方法 | |
US20190276731A1 (en) | Diverting Agent For Diversion Acidizing In Water Injection Wells And A Preparation Method Thereof | |
RU2014140788A (ru) | Медленно застывающие цементные композиции, содержащие пемзу, и связанные с ними способы | |
RU2367792C2 (ru) | Способ обработки пласта нефтяных месторождений | |
AU2011284547A1 (en) | A cement composition containing a substituted ethoxylated phenol surfactant for use in an oil-contaminated well | |
SU1125226A1 (ru) | Способ обработки глинистых буровых и цементных растворов | |
RU2487910C2 (ru) | Тампонажный раствор | |
CN112980420A (zh) | 一种降压增注剂及其制备方法 | |
JPH01320250A (ja) | 油井セメント施用組成物の流体損失制御添加剤 | |
RU2460755C2 (ru) | Тампонажный материал для цементирования обсадных колонн и способ его приготовления | |
RU2386665C1 (ru) | Термостойкий вязкоупругий состав для заканчивания и ремонта скважин | |
RU2730145C1 (ru) | Буровой раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом наклонно-направленного бурения | |
CN114058350A (zh) | 绿泥石解堵剂及其制备方法、应用、解堵方法 | |
RU2259467C1 (ru) | Основа утяжеленного тампонажного раствора, применяемого преимущественно в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
RU2757943C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пласта | |
RU2524595C1 (ru) | Тампонажный раствор селективного действия | |
CN110872508A (zh) | 非交联压裂液及其制备方法与应用 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20150626 |