RU2506409C1 - Способ изоляции поглощающих пластов - Google Patents
Способ изоляции поглощающих пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2506409C1 RU2506409C1 RU2012142098/03A RU2012142098A RU2506409C1 RU 2506409 C1 RU2506409 C1 RU 2506409C1 RU 2012142098/03 A RU2012142098/03 A RU 2012142098/03A RU 2012142098 A RU2012142098 A RU 2012142098A RU 2506409 C1 RU2506409 C1 RU 2506409C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- components
- cementing
- component
- plugging
- mixture
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности изоляции поглощающих пластов, способам восстановления крепи скважин. Способ изоляции поглощающих пластов включает спуск заливочных труб в интервал изоляции. Последовательно закачивают по заливочным трубам два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью. Причем до спуска в интервал изоляции на заливочных трубах дополнительно устанавливают пакер и втулку-отсекатель, состоящую из корпуса со сквозным каналом круглого сечения с боковым отверстием и рассекателем потока, кожуха, подвижной втулки. Спускают заливочные трубы выше интервала изоляции на 30 м. Последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб. Производят посадку пакера. Продолжают продавку второго компонента по заливочным трубам и одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа с возможностью перемещения подвижной втулки и выхода первого компонента через рассекатель потока в поток второго компонента под давлением. Продавливают компоненты тампонирующей смеси. При этом продавку первого и второго компонентов производят порциями в количестве от 3 до 4 при объемном соотношении компонентов в порциях от 1:4 до 1:1 соответственно, начиная с соотношения 1:4 и заканчивая 1:1. После выхода последней порции компонентов тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, осуществляют продавку тампонирующей смеси продавочной жидкостью с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси. При этом в качестве продавочной жидкости используют товарную нефть. Техническим результатом является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет увеличения глубины охвата, образования однородной, плотной тампонирующей массы, а также за счет равномерного распределения и перемешивания закачиваемых компонентов. 1 ил., 2 табл., 1 пр.
Description
Предложение относится к ремонтно-изоляционным работам на скважинах нефтяных месторождений, в частности к изоляции поглощающих пластов, а также к способам восстановления крепи скважин.
Известен способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, основанный на применении состава с массовой долей компонентов: ацетоноформальдегидная смола 50-90%, 5%-ный водный раствор натра едкого 5-40%, пластовая вода девонского горизонта - остальное (патент RU №2250983, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.04.2005, бюл. №12).
Основным недостатком указанного способа является низкая эффективность способа в условиях интенсивных поглощений, в частности, с целью исключения возникновения аварийной ситуации во время приготовления и закачивания состава время отверждения состава подбирают от 2 и более часов. В результате чего в условиях интенсивных поглощений изоляционный экран не успевает образоваться, и это ведет к моментальному поглощению состава.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ изоляции поглощающих пластов путем спуска заливочных труб, последовательной закачки по заливочным трубам компонентов тампонирующей смеси и последующей их совместной продавки в пласт, при этом с целью повышения качества изоляции первый компонент при выходе через открытый конец заливочных труб поднимают в затрубное пространство, а по мере выхода из заливочных труб следующего компонента совместно с ним в поглощающий пласт из затрубного пространства продавливают первый компонент в соотношении 3:1, а перед закачкой первого компонента в затрубное пространство закачивают облегченную жидкость (а.с. №823559, МПК Е21В 33/138, опубл. 23.04.1981).
Недостатком данного способа является его низкая эффективность за счет незначительного проникновения в пласт тампонирующей смеси из-за большого содержания в своем составе твердой фазы, высокой вязкости и быстрого отверждения. В то же время образующийся камень из тампонирующей смеси на основе цемента хоть и характеризуется достаточно высокой механической прочностью, хрупкость его настолько высока, что он быстро разрушается при воздействии на него ударных нагрузок. Кроме того, перемешивание компонентов в тампонирующей смеси ограничивается лишь зоной их контакта при выдавливании одного компонента из труб с одновременной подачей второго компонента из затрубного пространства, что приводит к получению неоднородного, непрочного изоляционного экрана. Вследствие этого известный способ малоэффективен.
Технической задачей предложения является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ за счет увеличения глубины охвата, образования однородной, плотной тампонирующей массы, а также за счет равномерного распределения и перемешивания закачиваемых компонентов.
Техническая задача решается предлагаемым способом изоляции поглощающих пластов, включающим спуск заливочных труб в интервал изоляции, последовательную закачку по заливочным трубам двух компонентов тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью.
Новым является то, что до спуска в интервал изоляции на заливочных трубах дополнительно устанавливают пакер и втулку-отсекатель, состоящую из корпуса со сквозным каналом круглого сечения с боковым отверстием и рассекателем потока, кожуха, подвижной втулки, спускают заливочные трубы выше интервала изоляции на 30 м, последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб, производят посадку пакера, продавливают второй компонент по заливочным трубам и одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа с возможностью перемещения подвижной втулки и выхода первого компонента через рассекатель потока в поток второго компонента под давлением, продавливают компоненты тампонирующей смеси, при этом продавку первого и второго компонентов производят порциями в количестве от 3 до 4 при объемном соотношении компонентов в порциях от 1:4 до 1:1 соответственно, начиная с соотношения 1:4 и заканчивая 1:1, после выхода последней порции компонентов тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, осуществляют продавку тампонирующей смеси продавочной жидкостью с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси, а в качестве продавочной жидкости используют товарную нефть.
На чертеже представлен способ изоляции поглощающих пластов. Сущность предлагаемого способа заключается в следующем (см. чертеж). Определяют интервал изоляции 1. Определяют приемистость в интервале изоляции 1. В обсадную колонну 2 скважины, заполненную жидкостью глушения, производят спуск заливочных труб 3 на глубину выше интервала изоляции на 30 м с установленным пакером 4 (различных типов) и втулкой-отсекателем 5. Втулка-отсекатель состоит из корпуса 6, выполненного в виде цилиндра, имеющего эксцентрически расположенный сквозной канал 7 круглого сечения с боковым отверстием 8 в средней части, в котором расположен рассекатель потока 9, кожуха 10, установленного снаружи корпуса 6. При этом корпус 6 с кожухом 10 напротив бокового отверстия 8 образуют полость 11, внутри которой размещена подвижная втулка 12, которая подпружинена пружиной 13 вверх и перекрывает боковое отверстие 8 в транспортном положении (на фиг. не показано). Пружина 13, фиксирующая подвижную втулку 12, отрегулирована на полное открытие бокового отверстия 8 при давлении 2 МПа. Далее подбирают двухкомпонентную тампонирующую смесь в зависимости от того, какие тампонирующие составы имеются в наличии. Выбирают общий объем тампонирующей смеси по таблице 1 в зависимости от удельной приемистости интервала изоляции, которая устанавливается при проведении опытно-промысловых работ на скважинах. Подбирают количество порций от 3 до 4 (в зависимости от приемистости интервала изоляции) и соотношение компонентов в порции, определяется время отверждения тампонирующей смеси в зависимости от соотношения компонентов.
| Таблица 1 | |
| Удельная приемистость, м3/(ч·МПа) в пределах | Объем тампонирующей смеси, м3 |
| 3,0-4,5 | 10-15 |
| 4,5-6,0 | 15-25 |
| Более 6 | 25-50 |
Для осуществления способа могут применяться двухкомпонентные составы, состоящие из отвердителя и основного компонента, отверждаемые с выделением тепла, например:
- ацетоноформальдегидная смола (ТУ 2228-006-48090685-2002) и 10%-ный водный раствор едкого натра;
- смола полимерной композиции «БАРС» и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011;
- кремнийорганический продукт 119-296И (ТУ 2229-519-05763441-2009) и 6%-ная соляная кислота;
- смола полимерной композиции «АЙБЭТ» и отвердитель по ТУ 2221-081-26161597-2011 и т.д. Время отверждения каждой порции в зависимости от объемного соотношения компонентов приведено в таблице 2.
В качестве буферной и продавочной жидкости используют товарную нефть.
Затем последовательно закачивают по заливочным трубам 3 облегченную жидкость, буферную жидкость, первый компонент, буферную жидкость, второй компонент тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство 14 через открытый конец заливочных труб 3.
| Таблица 2 | ||
| Объемное соотношение компонентов | Время отверждения, ч-мин | Примечание |
| 10%-ный водный раствор едкого натра: ацетоноформальдегидная смола | ||
| 1:4 | 1-45 | |
| 1:3 | 1-20 | |
| 1:2 | 0-50 | |
| 1:1 | 0-20 | Температура тампонирующей смеси при отверждении 52°C |
| отвердитель: смола полимерной композиции «БАРС» | ||
| 1:4 | 2-30 | |
| 1:2,5 | 1-50 | |
| 1:1 | 0-15 | Температура тампонирующей смеси при отверждении 69°C |
| отвердитель: смола полимерной композиции «АЙБЭТ» | ||
| 1:4 | 2-00 | |
| 1:3,5 | 1-40 | |
| 1:2 | 1-05 | |
| 1:1 | 0-30 | Температура тампонирующей смеси при отверждении 34°C |
| 6%-ная соляная кислота: кремнийорганический продукт 119-296И | ||
| 1:4 | 3-00 | |
| 1:3 | 2-30 | |
| 1:2 | 1-00 | |
| 1:1 | 0-15 | 49 |
Производят посадку пакера 4. Используют пакер любой известной конструкции, например пакер производства АзИНМАШ типа ПШ. Далее осуществляют продавку второго компонента по заливочным трубам, одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа, при этом первый компонент отжимает подвижную втулку 12, сжимая пружину 13, попадает сначала в отверстие 8, далее через рассекатель потока 9 под давлением в поток второго компонента. Равномерное распределение, перемешивание закачиваемых компонентов и получение однородной тампонирующей смеси обеспечивается наличием рассекателя потока. Продавку первого и второго компонентов производят порциями в количестве от 3 до 4 при объемном соотношении компонентов в порциях от 1:4 до 1:1 соответственно, начиная с соотношения 1:4 и заканчивая 1:1. После выхода последней порции компонентов тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, при этом подвижная втулка 12 по действием пружины 13 возвращается в исходное положение и перекрывает боковое отверстие 8, герметизируя затрубное пространство от трубного. Благодаря герметичному перекрытию затрубного и трубного пространств не происходит свободного перетока жидкости из заливочных труб в затрубное пространство, либо в обратном направлении. Причем осуществляют продавку тампонирующей смеси продавочной жидкостью с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси.
Использование в качестве буферной и продавочной жидкости товарной нефти снижает разбавление компонентов в первой и последней порциях, наиболее ответственной части тампонирующей смеси. Для тампонирующих смесей на основе большинства синтетических смол (ацетоноформальдегидные, фенолформальдегидные, алкилрезорциновые) и кремнийорганических продуктов (119-296И, АКОР-БН 102, продукт 119-296Т) характерно отверждение с выделением тепла, при этом сокращается время отверждения с увеличением температуры, что приводит к увеличению прочности тампонажного камня, получаемого из тампонирующих смесей на основе вышеперечисленных материалов. Продавку компонентов тампонирующей смеси начинают с соотношения компонентов в первой порции 1:4, что позволяет увеличить глубину охвата за счет более длительного времени отверждения, малой вязкости тампонирующей смеси (100-150 мПа·с). Затем соотношение компонентов тампонирующей смеси в порциях выбирают в интервале от 1:4 до 1:1. Последней порцией продавливают компоненты тампонирующей смеси при соотношении первого и второго компонентов 1:1 соответственно, что позволяет получить плотную тампонирующую массу за счет быстрого отверждения тампонирующей смеси. Следовательно, последняя порция тампонирующей смеси при соотношении компонентов 1:1 является дополнительным катализатором отверждения предыдущих за счет увеличения температуры тампонирующей смеси при отверждении. Количество порций выбирают от 3 до 4 (см. табл.). За счет разобщения затрубного пространства пакером, подвижной втулкой, а также за счет того, что и заливочные трубы заполнены товарной нефтью, обеспечивается выравнивание пластового и скважинного давлений в интервале изоляции. Таким образом, выдержка тампонирующей смеси в призабойной зоне происходит при отсутствии перепада давления и, как следствие, фильтрации.
Пример практического применения.
На глубине 894,8-895,6 м определяют интервал изоляции, удельная приемистость интервала изоляции - 3,18 м3/(ч·МПа). На заливочных трубах устанавливают пакер (пакер шлипсовый ПШ) и втулку-отсекатель. В обсадную колонну скважины, заполненную жидкостью глушения, производят спуск заливочных труб в интервал 864,8 м (на 30 м выше интервала изоляции). Втулка-отсекатель состоит из корпуса 6, выполненного в виде цилиндра, имеющего эксцентрически расположенный сквозной канал 7 круглого сечения с боковым отверстием 8 в средней части, в котором расположен рассекатель потока 9, кожуха 10, установленного снаружи корпуса 6, при этом корпус 6 с кожухом 10 напротив бокового отверстия образуют полость 11, внутри которого размещена подвижная втулка 12, которая подпружинена пружиной 13 вверх и перекрывает боковое отверстие 8 в транспортном положении. Пружина 13, фиксирующая подвижную втулку 12, отрегулирована на полное открытие бокового отверстия 8 при росте давления на 2 МПа от первоначального. Далее подбирают двухкомпонентную тампонирующую смесь на основе ацетоноформальдегидной смолы и 10%-ного едкого натра общим объемом 10 м3. Затем насосом цементировочного агрегата последовательно закачивают по заливочным трубам 3 буферную жидкость (товарную нефть), 3 м3 10%-ного раствора едкого натра, буферную жидкость (товарную нефть), 7 м3 ацетоноформальдегидной смолы до момента полного выхода 3 м3 10%-ного едкого натра в затрубное пространство 14 через открытый конец заливочных труб 3. Производят посадку пакера 4. Далее этим цементировочным агрегатом продолжают продавку ацетоноформальдегидной смолы по заливочным трубам, одновременно вторым цементировочным агрегатом плавно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа, при этом 10%-ный водный раствор едкого натра отжимает подвижную втулку 12, сжимает пружину 13 и попадает сначала в отверстие 8, далее через рассекатель потока 9 под давлением в поток ацетоноформальдегидной смолы. Продавку 10%-ного едкого натра и ацетоноформальдегидной смолы осуществляют с помощью двух цементировочных агрегатов тремя порциями. Сначала продавливают порцию тампонирующей смеси, начиная с соотношения компонентов 1:4 (1 м3 10%-ного едкого натра и 4 м3 ацетоноформальдегидной смолы), затем порцию тампонирующей смеси в соотношении компонентов 1:2 (1 м3 10%-ного едкого натра и 2 м3 ацетоноформальдегидной смолы) и, заканчивая, продавливают последнюю порцию тампонирующей смеси в соотношении компонентов 1:1 соответственно (1 м3 10%-ного едкого натра и 1 м3 ацетоноформальдегидной смолы). После выхода последней порции тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, при этом подвижная втулка 12 под действием пружины 13 возвращается в исходное положение и перекрывает боковое отверстие 8, герметизируя затрубное пространство от трубного. Благодаря герметичному перекрытию затрубного и трубного пространств не происходит свободный переток жидкости из заливочных труб в затрубное пространство, либо в обратном направлении. Лишь после этого продавливают тампонирующую смесь продавочной жидкостью по заливочным трубам с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси. Оставляют скважину на реагирование в течение 12 ч.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ за счет увеличения глубины охвата, образования однородной, плотной тампонирующей массы, а также за счет равномерного распределения и перемешивания закачиваемых компонентов.
Claims (1)
- Способ изоляции поглощающих пластов, включающий спуск заливочных труб в интервал изоляции, последовательную закачку по заливочным трубам двух компонентов тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью, отличающийся тем, что до спуска в интервал изоляции на заливочных трубах дополнительно устанавливают пакер и втулку-отсекатель, состоящую из корпуса со сквозным каналом круглого сечения с боковым отверстием и рассекателем потока, кожуха, подвижной втулки, спускают заливочные трубы выше интервала изоляции на 30 м, последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб, производят посадку пакера, продолжают продавку второго компонента по заливочным трубам и одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа с возможностью перемещения подвижной втулки и выхода первого компонента через рассекатель потока в поток второго компонента под давлением, продавливают компоненты тампонирующей смеси, при этом продавку первого и второго компонентов производят порциями в количестве от 3 до 4 при объемном соотношении компонентов в порциях от 1:4 до 1:1 соответственно, начиная с соотношения 1:4 и заканчивая 1:1, после выхода последней порции компонентов тампонирующей смеси из заливочных труб продавку прекращают, осуществляют продавку тампонирующей смеси продавочной жидкостью с учетом оставления в скважине 20 м моста из тампонирующей смеси, а в качестве продавочной жидкости используют товарную нефть.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142098/03A RU2506409C1 (ru) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Способ изоляции поглощающих пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142098/03A RU2506409C1 (ru) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Способ изоляции поглощающих пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2506409C1 true RU2506409C1 (ru) | 2014-02-10 |
Family
ID=50032263
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012142098/03A RU2506409C1 (ru) | 2012-10-02 | 2012-10-02 | Способ изоляции поглощающих пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2506409C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2566356C1 (ru) * | 2014-11-24 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| SU823559A1 (ru) * | 1979-02-14 | 1981-04-23 | Волгоградский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институтнефтяной Промышленности | Способ изол ции поглощающих пластов |
| RU1789662C (ru) * | 1990-02-28 | 1993-01-23 | Западно-Сибирский Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Технологии Глубокого И Разведочного Бурения | Способ установки цементных мостов в поглощающих скважинах |
| RU2112133C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-05-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции поглощающих пластов |
| RU2183724C2 (ru) * | 2000-07-04 | 2002-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины |
| RU2315171C1 (ru) * | 2006-06-08 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2315855C1 (ru) * | 2006-07-03 | 2008-01-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ изоляции поглощающих пластов в скважине и устройство для его осуществления |
-
2012
- 2012-10-02 RU RU2012142098/03A patent/RU2506409C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| SU823559A1 (ru) * | 1979-02-14 | 1981-04-23 | Волгоградский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институтнефтяной Промышленности | Способ изол ции поглощающих пластов |
| RU1789662C (ru) * | 1990-02-28 | 1993-01-23 | Западно-Сибирский Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Технологии Глубокого И Разведочного Бурения | Способ установки цементных мостов в поглощающих скважинах |
| RU2112133C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-05-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции поглощающих пластов |
| RU2183724C2 (ru) * | 2000-07-04 | 2002-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины |
| RU2315171C1 (ru) * | 2006-06-08 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2315855C1 (ru) * | 2006-07-03 | 2008-01-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ изоляции поглощающих пластов в скважине и устройство для его осуществления |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2566356C1 (ru) * | 2014-11-24 | 2015-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| RU2550623C2 (ru) | Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) | |
| CN103289013A (zh) | 一种凝胶及其用于堵漏的方法和堵漏压井的方法 | |
| CN102559159A (zh) | 一种耐高温酚醛树脂弱凝胶调剖堵水剂 | |
| CN110500076A (zh) | 一种用于暂堵转向压裂的复合暂堵方法 | |
| CN100575447C (zh) | 一种组合物及其制备和应用 | |
| CN109915093A (zh) | 一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法 | |
| RU2506409C1 (ru) | Способ изоляции поглощающих пластов | |
| RU2309248C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN102899014B (zh) | 一种纤维转向酸 | |
| RU2349731C2 (ru) | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины | |
| RU2518620C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков | |
| RU2370630C1 (ru) | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины | |
| RU2250983C1 (ru) | Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах | |
| RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
| RU2425957C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважину | |
| RU2600576C1 (ru) | Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
| RU2520217C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины | |
| RU2519262C1 (ru) | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами | |
| RU2650001C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| CN104074488A (zh) | 一种人造泥岩及其封堵油气井套管外串流的方法 | |
| RU2272905C1 (ru) | Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины | |
| RU2652238C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191003 |