RU2640854C1 - Method of remedial cementing operations in well - Google Patents
Method of remedial cementing operations in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2640854C1 RU2640854C1 RU2017100208A RU2017100208A RU2640854C1 RU 2640854 C1 RU2640854 C1 RU 2640854C1 RU 2017100208 A RU2017100208 A RU 2017100208A RU 2017100208 A RU2017100208 A RU 2017100208A RU 2640854 C1 RU2640854 C1 RU 2640854C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water
- composition
- acetone
- formaldehyde resin
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине.The invention relates to the oil industry and can be used for repair and insulation works (RIR) in the well.
Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины (Патент RU №2272905, МПК Е21В 43/32, опубл. 27.03.2006 г., бюл. №9), включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности. В качестве указанного материала используют водорастворимую полимерную композицию следующего состава, мас. %:A known method of isolation and limitation of water inflow into wells (Patent RU No. 2272905, IPC ЕВВ 43/32, publ. 03/27/2006, bull. No. 9), including the injection into the injection or production well of an insulation material based on a cured in reservoir conditions polymer , selling it and aging for the period of curing and curing. As the specified material using a water-soluble polymer composition of the following composition, wt. %:
Причем для пластовых температур 50°С и ниже в указанный материал дополнительно вводят щелочь - гидроокись натрия NaOH - в количестве 0,1-2,5 мас. %, при проведении изоляционных работ в скважине с высоким пластовым давлением в указанный материал дополнительно вводят тонкодисперсный инертный наполнитель - технический тальк - в количестве 30-100% от объема закачиваемого состава.Moreover, for formation temperatures of 50 ° C and below, an alkali — sodium hydroxide NaOH — in an amount of 0.1–2.5 wt. %, when conducting insulating work in a well with a high reservoir pressure, finely dispersed inert filler, technical talc, is additionally introduced into the specified material in an amount of 30-100% of the volume of the injected composition.
Недостатками известного способа являются большие затраты времени и сложность приготовления полимерной композиции для пластовых температур ниже 50°С, потому что она состоит из 5 компонентов, не считая наполнителя.The disadvantages of this method are the high time and complexity of preparing the polymer composition for reservoir temperatures below 50 ° C, because it consists of 5 components, not counting the filler.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому предложению является способ изоляции и ограничения водопритока в скважины (Патент RU №2349731, МПК Е21В 33/13, С09K 8/512, опубл. 20.03.2009 г., бюл. №8), включающий закачивание в скважину изоляционной композиции, содержащей формальдегидную смолу и инициатор отверждения при следующем соотношении компонентов, мас. %:The closest in technical essence to the claimed proposal is a method of isolating and restricting water inflow into wells (Patent RU No. 2349731, IPC ЕВВ 33/13, С09K 8/512, publ. March 20, 2009, bull. No. 8), including injection into well insulation composition containing formaldehyde resin and a curing initiator in the following ratio of components, wt. %:
В качестве инициаторов полимеризации для смол могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК). Изоляционная композиция также может содержать различные наполнители.As polymerization initiators for resins, for example, carboxylic acids and their salts can be used - alkaline stockpile of caprolactam production (SCHPC). The insulation composition may also contain various fillers.
Недостатками наиболее близкого аналога являются:The disadvantages of the closest analogue are:
- сложность приготовления полимерной композиции, потому что она состоит из 5 компонентов, не считая наполнителей;- the complexity of the preparation of the polymer composition, because it consists of 5 components, excluding fillers;
- закачивание циклами, причем продавочную жидкость закачивают после каждого цикла, что усложняет процесс проведения работ на скважине;- pumping in cycles, and squeezing fluid is pumped after each cycle, which complicates the process of conducting work on the well;
- невозможность создать водоизоляционный экран большого радиуса из-за низкой фильтруемости композиции, что отрицательно сказывается на качестве изоляции и снижает эффективность способа.- the inability to create a waterproofing screen with a large radius due to the low filterability of the composition, which adversely affects the quality of insulation and reduces the effectiveness of the method.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of the RIR method by increasing the radius of the waterproofing screen and increasing the coverage of exposure, extending the gelation time interval, as well as reducing the duration and complexity of the work.
Технические задачи решаются способом ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей ацетоноформальдегидную смолу, щелочной сток производства капролактама и 10%-ный раствор гидроксида натрия.Technical problems are solved by the method of repair and insulation works in the well, including the preparation and injection into the well of a water-proofing composition containing acetone-formaldehyde resin, alkaline runoff of caprolactam production and 10% sodium hydroxide solution.
Новым является то, что для приготовления водоизоляционной композиции щелочной сток производства капролактама перемешивают с 10%-ным раствором гидроксида натрия и добавляют при перемешивании в ацетоноформальдегидную смолу, полученную водоизоляционную композицию закачивают в скважину, после чего оставляют ее на время гелеобразования в течение 24-48 ч при следующем содержании компонентов, мас. %:What is new is that to prepare a water-proofing composition, the alkaline stock of caprolactam production is mixed with a 10% sodium hydroxide solution and added to the acetone-formaldehyde resin with stirring, the resulting water-proofing composition is pumped into the well, after which it is left for gelation for 24-48 hours at the following content of components, wt. %:
Компоненты, применяемые в предложении:Components used in the proposal:
- ацетоноформальдегидная смола (АЦФ), получаемая путем конденсации ацетона с формальдегидом, представляет собой водорастворимую однородную жидкость от светлого до коричневого цвета с массовой долей сухого остатка не менее 75%, с массовой долей свободного формальдегида не более 1,5%, плотностью не менее 1200 кг/м3;- acetone-formaldehyde resin (ACP), obtained by condensation of acetone with formaldehyde, is a light to brown water-soluble homogeneous liquid with a mass fraction of solids of not less than 75%, with a mass fraction of free formaldehyde of not more than 1.5%, with a density of not less than 1200 kg / m 3 ;
- ЩСПК является отходом производства капролактама, представляет собой жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачную, без механических примесей. Массовая доля натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат натрия) составляет от 18 до 36%, рН находится в пределах 10-13;- ShchSPK is a waste product of caprolactam production; it is a brown to dark brown liquid, opaque, without mechanical impurities. The mass fraction of sodium salts of organic acids (in terms of sodium adipate) is from 18 to 36%, the pH is in the range of 10-13;
- гидроксид натрия (NaOH) по ГОСТ Р 55064-1012. Натр едкий технический. Технические условия.- sodium hydroxide (NaOH) according to GOST R 55064-1012. Technical caustic soda. Technical conditions
Сущность предложения заключается в следующем. В скважине определяют приемистость изолируемого интервала, заблаговременно с использованием стандартной техники при капитальном ремонте скважин готовят водоизоляционную композицию. Для этого ЩСПК перемешивают с 10%-ным раствором NaOH, затем полученный раствор перемешивают с АЦФ до получения однородной массы, после чего водоизоляционную композицию закачивают в скважину с учетом оставления в скважине моста высотой не менее 20 м и оставляют ее на технологическую паузу (время гелеобразования) в течение 24-48 ч.The essence of the proposal is as follows. The injectivity of the isolated interval is determined in the well, and a water-proofing composition is prepared in advance using standard techniques for well overhaul. To do this, SHCHPK is mixed with a 10% solution of NaOH, then the resulting solution is mixed with ACF until a homogeneous mass is obtained, after which the water-proofing composition is pumped into the well, taking into account that a bridge with a height of at least 20 m is left in the well and left for a technological pause (gel ) within 24-48 hours
Ограничение водопритока в скважине осуществляется благодаря формированию в зоне водопритока водоизоляционного экрана из полимерного геля на основе АЦФ. Инициаторами гелеобразования композиции являются 10%-ный раствор NaOH и ЩСПК, причем, изменяя их количество в композиции, регулируют время гелеобразования в широких пределах. Совместное использование 10%-ного раствора NaOH и ЩСПК снижает вязкость водоизолирующей композиции и увеличивает время ее гелеобразования. Способ позволяет осуществить закачку даже в малопроницаемые пропластки, при этом образуется протяженный водоизоляционный экран, который не разрушается в пластовых условиях. Дополнительный вклад в упрочнение водоизоляционного экрана вносит минерализованная пластовая вода, которая взаимодействует с солями органических кислот, содержащихся в ЩСПК, что повышает эффективность способа. Во время технологической паузы в течение 24-48 ч за счет роста вязкости водоизоляционной композиции завершается процесс закупоривания высокопроницаемой части пласта и упрочнения водоизоляционного экрана, что способствует сокращению притока воды.Water inflow in the well is limited due to the formation of a water-proof screen made of polymer gel based on ACP in the water inflow zone. The initiators of the gelation of the composition are a 10% solution of NaOH and alkali hydrogen sulfide, and, changing their amount in the composition, they regulate the gelation time over a wide range. The joint use of a 10% solution of NaOH and alkali sulfate complex decreases the viscosity of the water-insulating composition and increases its gelation time. The method allows injection to be carried out even in low-permeable layers, and an extended waterproofing screen is formed, which does not collapse under formation conditions. An additional contribution to the hardening of the waterproofing screen is made by the mineralized formation water, which interacts with the salts of organic acids contained in alkali-ferrous alloys, which increases the efficiency of the method. During a technological pause for 24-48 hours, due to an increase in the viscosity of the waterproofing composition, the process of blocking the highly permeable part of the formation and hardening the waterproofing screen is completed, which helps to reduce the influx of water.
Стоимость водоизоляционной композиции снижается в 2 раза из-за того, что, в отличие от наиболее близкого способа она содержит больше ЩСПК (45-60 мас. %), который является отходом производства и имеет низкую стоимость (4 тыс. руб. за 1 тонну). Из-за того, что водоизоляционная композиция состоит всего из 3 компонентов (более 5 компонентов у известного способа и наиболее близкого аналога), снижаются продолжительность и трудоемкость работ.The cost of the waterproofing composition is reduced by 2 times due to the fact that, unlike the closest method, it contains more SCHSPK (45-60 wt.%), Which is a waste product and has a low cost (4 thousand rubles per 1 ton ) Due to the fact that the waterproofing composition consists of only 3 components (more than 5 components of the known method and the closest analogue), the duration and complexity of the work are reduced.
В лабораторных условиях водоизоляционную композицию готовят следующим образом. В химический стакан объемом 100 мл наливают 40 мл ЩСПК (40 мас. %) и 20 мл 10%-ного раствора NaOH (20 мас. %) и перемешивают. Полученный раствор перемешивают с 40 мл АЦФ (40 мас. %). Отмечают время начала опыта и потери текучести композиции, разница между которыми считается временем ее гелеобразования. В данном опыте №8 оно составило 4 ч 10 мин. Результаты гелеобразования представлены в таблице.In laboratory conditions, a waterproofing composition is prepared as follows. In a beaker with a volume of 100 ml, 40 ml of SCHPSC (40 wt.%) And 20 ml of a 10% solution of NaOH (20 wt.%) Are poured and mixed. The resulting solution was mixed with 40 ml of ACP (40 wt.%). The time of the beginning of the experiment and the loss of fluidity of the composition is noted, the difference between which is considered the time of its gelation. In this experiment No. 8, it amounted to 4 hours 10 minutes. The gelation results are presented in the table.
Для сравнения длительности гелеобразования в таблице представлены составы изоляционной композиции по наиболее близкому аналогу, содержащие АЦФ, с самым большим временем структурирования - 5 ч 15 мин (№94) и самым коротким временем структурирования - 1 ч 55 мин (№73). Составы водоизоляционной композиции предлагаемого способа по длительности гелеобразования (от 4 ч 10 мин до 8 ч) превосходят составы по наиболее близкому аналогу.To compare the duration of gelation, the table shows the compositions of the insulation composition according to the closest analogue containing ADC, with the longest structuring time - 5 hours 15 minutes (No. 9 4 ) and the shortest structuring time - 1 hour 55 minutes (No. 7 3 ). The compositions of the waterproofing composition of the proposed method in terms of gelation duration (from 4 hours 10 minutes to 8 hours) are superior to the compositions according to the closest analogue.
Изменением соотношения компонентов время гелеобразования водоизоляционной композиции можно регулировать в пределах 4-8 ч. Опыты №№9 и 10 исключены из заявляемого диапазона, так как по времени гелеобразования водоизоляционной композиции не обеспечивают оптимальное время закачки в скважину - более 4 ч. Опыты №№1 и 11 исключены из заявляемого диапазона, так как гелеобразования не происходит. На основании результатов испытаний были выбраны композиции, которые вошли в заявляемый диапазон соотношения компонентов, мас. %:By changing the ratio of the components, the gelation time of the waterproofing composition can be adjusted within 4-8 hours. Experiments Nos. 9 and 10 are excluded from the claimed range, since the gelation time of the waterproofing composition does not provide the optimal injection time into the well - more than 4 hours. Experiments No. 1 and 11 are excluded from the claimed range, since gelation does not occur. Based on the test results, compositions were selected that were included in the claimed range of component ratios, wt. %:
Осуществление предлагаемого способа представлено примерами.The implementation of the proposed method is represented by examples.
Примеры практического примененияPractical examples
Пример 1. Герметизация эксплуатационной колонныExample 1. Sealing the production casing
Способ осуществили в скважине с обсадной колонной диаметром 168 мм, интервалами перфорации 987-989 м и нарушением целостности эксплуатационной колонны 345 м. Удельная приемистость интервала нарушения составила 1,4 м3/(ч⋅МПа). Провели отключение интервала перфорации отсыпкой песком и установкой сверху цементного моста. В скважину на глубину 315 м спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с условным диаметром 73 мм. Приготовление водоизоляционной композиции проводили с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М. В первую половину мерника агрегата закачали 1,6 м3 (40 мас. %) ЩСПК и 0,8 м3 (20 мас. %) 10%-ного раствора NaOH. Во вторую половину мерника агрегата закачали 1,6 м3 (40 мас. %) АЦФ, содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин и закачали водоизоляционную композицию через НКТ в скважину, после чего закачали в НКТ 0,95 м технической воды с целью продавливания водоизоляционной композиции в интервал нарушения. Провели контрольную промывку колонны НКТ, подъем колонны НКТ на глубину 165 м и оставили скважину на гелеобразование водоизоляционной композиции в течение 24 ч. Разбурили мост, вымыли песок и провели контрольную промывку скважины со спуском колонны НКТ до забоя. Далее освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 52%, дебит нефти увеличился в 1,9 раз.The method was carried out in a well with a casing string with a diameter of 168 mm, perforation intervals of 987-989 m and violation of the integrity of the production string 345 m. The specific injectivity of the disturbance interval was 1.4 m 3 / (h (MPa). We cut off the perforation interval by sanding and installing a cement bridge on top. A string of tubing with a nominal diameter of 73 mm was lowered into a well to a depth of 315 m. The preparation of the waterproofing composition was carried out using a cementing unit CA-320M. In the first half of the unit’s measuring unit, 1.6 m 3 (40 wt.%) Of alkali carbon dioxide and 0.8 m 3 (20 wt.%) Of a 10% NaOH solution were pumped. 1.6 m 3 (40 wt.%) ACP was pumped into the second half of the unit’s meter, the contents of both halves of the unit’s meter were mixed for 10 min and the water-proofing composition was pumped through the tubing into the well, after which 0.95 m of technical water was pumped from the tubing the purpose of forcing the waterproofing composition into the violation interval. We carried out a control flushing of the tubing string, raising the tubing string to a depth of 165 m and left the well for gelation of the waterproofing composition for 24 hours. We drilled a bridge, washed the sand and carried out a control flushing of the well with the tubing string running down to the bottom. Then they mastered the well, lowered the underground equipment and put the well into operation. As a result of the work, the water cut of the well’s production decreased by 52%, the oil production rate increased 1.9 times.
Пример 2. Изоляция межпластового перетока по трещинамExample 2. Insulation of interstratal flow along cracks
Способ осуществили в скважине с обсадной колонной диаметром 146 мм, интервал перфорации в скважине 1674-1678 м. В скважину на глубину 1644 м спустили НКТ с условным диаметром 73 мм. Определили приемистость скважины, которая составила 2,1 м3/(ч⋅МПа). Приготовление водоизоляционной композиции проводили с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М. В первую половину мерника агрегата закачали 3,6 м3 (60 мас. %) ЩСПК и 1,2 м3 (20 мас. %) 10%-ного раствора NaOH. Во вторую половину мерника агрегата закачали 1,2 м3 (20 мас. %) АЦФ. Далее содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин и закачали в скважину, после чего закачали 7,0 м3 технической воды с целью перепродавливания водоизоляционной композиции в интервал перфорации скважины. Оставили скважину на гелеобразование в течение 48 ч. Далее провели контрольную промывку скважины от возможных остатков продуктов полимеризации водоизоляционной композиции со спуском колонны НКТ до забоя, освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 27%, дебит нефти увеличился в 1,9 раз.The method was carried out in a well with a casing string of 146 mm in diameter, the perforation interval in the well was 1674-1678 m. A tubing with a nominal diameter of 73 mm was lowered into the well to a depth of 1644 m. The injectivity of the well was determined, which amounted to 2.1 m 3 / (h⋅MPa). The preparation of the waterproofing composition was carried out using a cementing unit CA-320M. In the first half of the unit’s measuring unit, 3.6 m 3 (60 wt.%) Of alkali carbon dioxide and 1.2 m 3 (20 wt.%) Of a 10% NaOH solution were pumped. 1.2 m 3 (20 wt.%) ACP was pumped into the second half of the unit’s measuring unit. Then, the contents of both halves of the unit’s measuring unit were mixed for 10 min and pumped into the well, after which 7.0 m 3 of process water was pumped with the aim of reselling the waterproofing composition in the interval of well perforation. They left the well for gelation for 48 hours. Next, they carried out a control flushing of the well from possible residues of the polymerization products of the waterproofing composition with the tubing string down to the bottom, mastered the well, lowered the underground equipment and put the well into operation. As a result of the work, the water cut of the well production decreased by 27%, the oil production rate increased 1.9 times.
Пример 3. Ликвидация заколонного перетокаExample 3. The elimination of annular flow
Способ осуществили в скважине с обсадной колонной диаметром 114 мм, интервалом перфорации 1459-1465 м и заколонным перетоком с глубины 1478 м. Провели перфорацию специальных технологических отверстий в интервале 1469-1470 м. Удельная приемистость специальных отверстий составила 1,2 м3/(ч⋅МПа), сообщение между интервалом перфорации и специальными отверстиями отсутствовало. В скважину на колонне НКТ с условным диаметром 60 мм провели спуск пакера-ретейнера и посадили его на глубине 1473 м. Приготовление изоляционной композиции проводили с использованием цементировочного агрегата ЦА-320М. В первую половину мерника агрегата закачали 2,0 м3 (50 мас. %) ЩСПК и 0,8 м3 (20 мас. %) 10%-ного раствора NaOH. Во вторую половину мерника агрегата закачали 1,2 м3 (30 мас. %) АЦФ. Далее содержимое обеих половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин и закачали через колонну НКТ в скважину, после чего закачали 2,8 м3 сточной воды с целью продавливания композиции. Извлекли из пакера посадочное устройство, провели контрольную промывку и подняли колонну НКТ с посадочным устройством из скважины полностью. Оставили скважину на гелеобразование в течение 36 ч. Далее провели контрольную промывку скважины со спуском колонны НКТ до забоя, освоили скважину, спустили подземное оборудование и ввели скважину в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность продукции скважины снизилась на 59%, дебит нефти увеличился в 1,7 раз.The method was carried out in a well with a casing 114 mm in diameter, a perforation interval of 1459-1465 m and a casing flow from a depth of 1478 m. Perforation of special technological holes was carried out in the range of 1469-1470 m. The specific injectivity of special holes was 1.2 m 3 / (h ⋅MPa), there was no message between the perforation interval and the special holes. A packer-retainer was lowered into a well on a tubing string with a nominal diameter of 60 mm and planted at a depth of 1473 m. The insulation composition was prepared using a cementing unit CA-320M. In the first half of the unit’s measuring unit, 2.0 m 3 (50 wt.%) Of alkali carbon dioxide and 0.8 m 3 (20 wt.%) Of a 10% NaOH solution were pumped. 1.2 m 3 (30 wt.%) ACP was pumped into the second half of the unit’s measuring unit. Next, the contents of both halves of the unit’s measuring unit were mixed for 10 min and pumped through the tubing string into the well, after which 2.8 m 3 of sewage was pumped to squeeze the composition. The landing gear was removed from the packer, a control flushing was carried out, and the tubing string with the landing gear was lifted out of the well completely. They left the well for gelation for 36 hours. Next, they carried out a control flushing of the well with the launch of the tubing string to the bottom, mastered the well, lowered the underground equipment and put the well into operation. As a result of the work, the water cut of the well’s production decreased by 59%, the oil production rate increased 1.7 times.
Таким образом, в заявленном предложении достигнут результат - повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ.Thus, in the proposed proposal, the result was achieved - increasing the effectiveness of the RIR method by increasing the radius of the water barrier screen and increasing the coverage of exposure, extending the gelation time interval, as well as reducing the duration and complexity of the work.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017100208A RU2640854C1 (en) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Method of remedial cementing operations in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017100208A RU2640854C1 (en) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Method of remedial cementing operations in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2640854C1 true RU2640854C1 (en) | 2018-01-12 |
Family
ID=68235358
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017100208A RU2640854C1 (en) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Method of remedial cementing operations in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2640854C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2250983C1 (en) * | 2003-10-13 | 2005-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for maintenance and isolation operations in wells |
RU2348673C2 (en) * | 2007-02-21 | 2009-03-10 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Composition for insulation and water supply limitation to wells |
RU2370630C1 (en) * | 2008-01-22 | 2009-10-20 | Елена Александровна Румянцева | Method of insulation and restriction of water production in wells |
US20120283155A1 (en) * | 2007-10-31 | 2012-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Controlling Coal Fines in Coal Bed Operations |
CN103013456A (en) * | 2012-12-22 | 2013-04-03 | 中国石油大学(华东) | High-temperature-resistant viscosity-reduction filtrate reducer for drilling fluid and preparation method of filtrate reducer |
RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
-
2017
- 2017-01-09 RU RU2017100208A patent/RU2640854C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2250983C1 (en) * | 2003-10-13 | 2005-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for maintenance and isolation operations in wells |
RU2348673C2 (en) * | 2007-02-21 | 2009-03-10 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Composition for insulation and water supply limitation to wells |
US20120283155A1 (en) * | 2007-10-31 | 2012-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Controlling Coal Fines in Coal Bed Operations |
RU2370630C1 (en) * | 2008-01-22 | 2009-10-20 | Елена Александровна Румянцева | Method of insulation and restriction of water production in wells |
CN103013456A (en) * | 2012-12-22 | 2013-04-03 | 中国石油大学(华东) | High-temperature-resistant viscosity-reduction filtrate reducer for drilling fluid and preparation method of filtrate reducer |
RU2518620C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109251737B (en) | Epoxy-phenolic aldehyde system water plugging agent for oil and gas field exploitation | |
JP2021536418A (en) | Cement composition for preventing fluid movement, including epoxy resin based | |
CN112585238A (en) | Lost circulation material composition and method for isolating lost circulation zones of a wellbore | |
US3759327A (en) | Internally catalyzed well consolidation method | |
RU2640854C1 (en) | Method of remedial cementing operations in well | |
US3126958A (en) | Cementing casing | |
RU2349731C2 (en) | Method of shut-off and restraint of water production in wells | |
RU2650001C1 (en) | Method for repair and insulation works in well | |
CN108728063A (en) | Composition and its preparation method and application with selective water plugging function | |
CN105567188B (en) | Auxiliary agent for improving the solidifying class sealing agent leak stopping performance of cyanogen and preparation method thereof, cyanogen coagulates class sealing agent | |
RU2518620C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow string and elimination of behind-casing flows | |
RU2600576C1 (en) | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells | |
CN103923626B (en) | A kind of chemical plugging agent for oilwell water shutoff and using method thereof | |
RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
RU2250983C1 (en) | Composition for maintenance and isolation operations in wells | |
RU2732174C1 (en) | Plugging material for repair of oil and gas wells | |
RU2447258C1 (en) | Method to insulate absorption zone in well | |
CN113088267A (en) | Temperature-controlled cement slurry drilling fluid and drilling and fixing technology thereof | |
RU2471963C1 (en) | Restoring method of sealing of casing strings | |
RU2340648C1 (en) | Grouting material for repair-insulating works in well | |
RU2376336C1 (en) | Hydrophobic polymer backfill composition (versions) | |
RU2669650C1 (en) | Method of production string sealing | |
RU2209297C2 (en) | Composition for shutoff of water inflows to well | |
RU2559997C2 (en) | Backfilling composition for isolation of water-gas flows in oil injection wells and high temperature gas wells | |
RU2426863C1 (en) | Procedure for isolation of water influx into well |