RU2644363C1 - Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине - Google Patents
Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2644363C1 RU2644363C1 RU2016152618A RU2016152618A RU2644363C1 RU 2644363 C1 RU2644363 C1 RU 2644363C1 RU 2016152618 A RU2016152618 A RU 2016152618A RU 2016152618 A RU2016152618 A RU 2016152618A RU 2644363 C1 RU2644363 C1 RU 2644363C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- mixture
- emulsion
- water inflow
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 51
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 23
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 4
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 15
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910002012 Aerosil® Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 abstract description 4
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 abstract description 4
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 abstract description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 10
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 7
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 5
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001510 metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000005501 phase interface Effects 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 230000001698 pyrogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- CBXWGGFGZDVPNV-UHFFFAOYSA-N so4-so4 Chemical compound OS(O)(=O)=O.OS(O)(=O)=O CBXWGGFGZDVPNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины. Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине включает инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсий и дисперсной фазы, при этом в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют 40-80 мас. % смеси нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - 0,5-5,0 мас. % простого полиэфира с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и 0,01-10,0 мас. % доломитовой муки или мела, или аэросила, или древесной муки: Причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине, а также улучшение стабильности и реологических свойств эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины.
Известен состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции воды в добывающих скважинах (патент RU №2313558, С09К 8/44, С09К 8/82, опубл. 27.12.2007, Бюл. №36), являющийся устойчивой эмульсией, содержащий эмульгатор, углеводород и водный раствор хлорида металла.
Недостатком указанной эмульсии являются ее невысокие изолирующие свойства состава за счет невысоких вязкостных свойств состава.
Известен способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2418153, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.05.2011, Бюл. №13), включающий последовательную закачку в изолируемый интервал обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с кремнийорганическим тампонажным составом и закрепляющего состава на основе кремнийорганического тампонажного состава в большей концентрации. До обратной эмульсии в изолируемый интервал закачивают водную суспензию глины для увеличения вязкости и стабильности эмульсии, в качестве кремнийорганического тампонажного состава применяют Силор НЧ.
Недостатком данного состава является низкая эффективность изоляции из-за недостаточно высоких прочностных свойств состава.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах (патент RU №2391378, МПК С09К 8/467, С09К 8/504, опубл. 10.06.2010, Бюл. №16), включающий инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы - нефти или продуктов ее переработки, стабилизатора эмульсии - химически модифицированного кремнезема - Полисила-ДФ и дисперсной фазы. В качестве дисперсной фазы содержит натриевое жидкое стекло и дополнительно - маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Синол-ЭМ.
Недостатками известного состава являются низкая эффективность изоляции водопритока в добывающей скважине за счет низкой стабильности эмульсии и низкой эмульгирующей способности состава, что особенно важно для получения долговременного эффекта изоляции водопритока, а также невысокие реологические свойства (указанный состав не образует прочный водоизоляционный экран, эффективно блокирующий напор пластовых вод).
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности изоляции водопритока в добывающей скважине за счет улучшения эмульгирующей способности состава, а также улучшение стабильности и реологических свойств эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин.
Технические задачи решаются составом для ограничения водопритока в добывающей скважине, включающим инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсии и дисперсной фазы.
Новым является то, что в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и доломитовую муку, или мел, или аэросил, или древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла | 40-80 |
| простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400 | 0,5-5,0 |
| доломитовая мука, или мел, или аэросил, или древесная мука | 0,01-10,0 |
| вода с минерализацией от 15 до 300 г/л | остальное, |
причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1.
При приготовлении состава используют следующие реагенты:
- нефть или продукты ее переработки, представляющие собой жидкую смесь углеводородов с температурой застывания ниже 0°С и температурой самовоспламенения выше 40°С;
- талловое масло, представляющее собой смесь органических соединений, преимущественно ненасыщенных и жирных кислот, продукт обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом, по внешнему виду представляет собой темноокрашенную жидкость с резким запахом;
- простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400, по внешнему виду представляет собой маслянистую бесцветную жидкость;
- доломитовую муку (ГОСТ 14050-93);
- мел (ГОСТ 17498-72);
- аэросил, представляющий собой пирогенный диоксид кремния (SiO2), очень легкий микронизированный порошок с выраженными адсорбционными свойствами, с массовой долей основного вещества не менее 95%;
- древесную муку (ГОСТ 16361-87).
Введение простого полиэфира позволяет снизить энергию, необходимую для создания свободной поверхности раздела фаз, что ускоряет процесс образования эмульсии. Молекулы простого полиэфира, адсорбируясь на границе раздела фаз, повышают стабильность эмульсии (агрегативную устойчивость). Введение доломитовой муки, или мела, или аэросила, или древесной муки обеспечивает повышение агрегативной устойчивости эмульсии за счет стабилизации и упрочнения адсорбционного слоя на поверхности глобул дисперсной фазы. Содержание жирных кислот в талловом масле и простого полиэфира в составе позволяет эффективно снизить межфазное натяжение на границе раздела фаз, что способствует улучшению реологических характеристик состава за счет повышения степени диспергирования дисперсной фазы и повышения эмульгирующей способности состава.
Предлагаемый состав готовят следующим образом.
Предварительно готовят смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в объемном соотношении от 1:3 до 3:1. Из полученной смеси отбирают навеску в количестве 40-80 мас. %. Затем в отобранную навеску смеси нефти или продуктов ее переработки и таллового масла добавляют простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400 с концентрацией от 0,5 до 5,0 мас. % и перемешивают в течение 10 мин на механической мешалке со скоростью 500 об/мин. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят воду с минерализацией от 15 до 300 г/л с концентрацией от 5,0 до 59,49 мас. %, доломитовую муку, или мел, или аэросил, или древесную муку с концентрацией от 0,01 до 10,0 мас. % и продолжают перемешивание до получения однородной массы.
Эмульгирующие свойства оценивали путем разбавления приготовленного состава водой с минерализацией от 15 до 300 г/л при постоянном перемешивании на механической мешалке со скоростью 500 об/мин с последующей оценкой реологических свойств образующихся эмульсий. Реологические свойства состава оценивали значением динамической вязкости эмульсии при скорости сдвига 6,5 с-1, измеренной на ротационном вискозиметре «RheomatRM-180».
Стабильность полученных эмульсий оценивали по расслоению фаз с измерением объемной доли нерасслоившейся эмульсии после выдержки в течение 15 сут.
Пример приготовления состава в лабораторных условиях.
Предварительно готовят смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в объемном соотношении 1:1. Для этого отбирают 50 мл нефти или продуктов ее переработки и добавляют при перемешивании 50 мл таллового масла. Из полученной смеси отбирают 40 г. В отобранную навеску добавляют 0,5 г простого полиэфира с молекулярной массой 6000±400 и перемешивают в течение 10 мин на механической мешалке со скоростью 500 об/мин. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят 59,49 г воды с минерализацией 15 г/л, 0,01 г древесной муки и продолжают перемешивание до получения однородной массы (пример 1, табл. 1 и 2).
Аналогичным образом готовят и другие составы, варьируя компоненты и их содержание (см. табл. 1 и 2).
В табл. 1 и 2 приведены результаты определения эмульгирующих и реологических свойств и стабильности полученных эмульсий, подтверждающие возможность осуществления предложения в лабораторных условиях.
Из приведенных данных видно, что эмульгирующая способность прототипа ниже по сравнению с предлагаемым составом, при кратности разбавления 3 у прототипа не происходит образование эмульсий во всем объеме, что делает невозможным определение их реологических свойств при кратности разбавления 3-5. Полученные разбавлением водой эмульсии для предлагаемого состава в диапазоне кратности разбавления 1-5 обладают более лучшими реологическими свойствами, вязкость полученных эмульсий для предлагаемого состава выше, чем в случае прототипа, в 1,6-55,8 раза. Предлагаемый состав способствует образованию более стабильных эмульсий, объемная доля полученных эмульсий через 15 сут больше, чем у прототипа, в 1,7-12,5 раз.
Таким образом, предлагаемый состав приводит к повышению эффективности изоляции водопритока в скважину за счет улучшения эмульгирующей способности состава, а также улучшает стабильность и реологические свойства эмульсионных систем, получаемых в пластовых условиях, что позволяет получить прочный водоизоляционный экран в нефтяном пласте добывающих скважин.
Claims (3)
- Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, включающий инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы, стабилизатора эмульсий и дисперсной фазы, отличающийся тем, что в качестве дисперсионной углеводородной фазы используют смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла, в качестве стабилизатора эмульсии - простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400, в качестве дисперсной фазы - воду с минерализацией от 15 до 300 г/л и доломитовую муку, или мел, или аэросил, или древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
смесь нефти или продуктов ее переработки и таллового масла 40-80 простой полиэфир с молекулярной массой 6000±400 0,5-5,0 доломитовая мука, или мел, или аэросил, или древесная мука 0,01-10,0 вода с минерализацией от 15 до 300 г/л остальное, - причем объемное соотношение нефти или продуктов ее переработки и таллового масла в их смеси составляет от 1:3 до 3:1.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152618A RU2644363C1 (ru) | 2016-12-29 | 2016-12-29 | Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152618A RU2644363C1 (ru) | 2016-12-29 | 2016-12-29 | Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2644363C1 true RU2644363C1 (ru) | 2018-02-09 |
Family
ID=61173867
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016152618A RU2644363C1 (ru) | 2016-12-29 | 2016-12-29 | Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2644363C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2739777C1 (ru) * | 2020-08-07 | 2020-12-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2754171C1 (ru) * | 2021-01-26 | 2021-08-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в добывающей скважине |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3866680A (en) * | 1973-07-09 | 1975-02-18 | Amoco Prod Co | Miscible flood process |
| RU2131513C1 (ru) * | 1997-11-25 | 1999-06-10 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |
| RU2310674C1 (ru) * | 2006-02-20 | 2007-11-20 | Сергей Александрович Рябоконь | Жидкость для глушения скважины |
| RU2391378C1 (ru) * | 2009-03-23 | 2010-06-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2494244C1 (ru) * | 2012-01-17 | 2013-09-27 | Эдуард Михайлович Тосунов | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2539484C1 (ru) * | 2013-07-01 | 2015-01-20 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин |
-
2016
- 2016-12-29 RU RU2016152618A patent/RU2644363C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3866680A (en) * | 1973-07-09 | 1975-02-18 | Amoco Prod Co | Miscible flood process |
| RU2131513C1 (ru) * | 1997-11-25 | 1999-06-10 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |
| RU2310674C1 (ru) * | 2006-02-20 | 2007-11-20 | Сергей Александрович Рябоконь | Жидкость для глушения скважины |
| RU2391378C1 (ru) * | 2009-03-23 | 2010-06-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2494244C1 (ru) * | 2012-01-17 | 2013-09-27 | Эдуард Михайлович Тосунов | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2539484C1 (ru) * | 2013-07-01 | 2015-01-20 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2739777C1 (ru) * | 2020-08-07 | 2020-12-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2754171C1 (ru) * | 2021-01-26 | 2021-08-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в добывающей скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108726913B (zh) | 一种硅醚复合消泡剂及其制备方法和应用 | |
| Ahmed et al. | Stability and rheology of heavy crude oil-in-water emulsion stabilized by an anionic-nonionic surfactant mixture | |
| US10544353B2 (en) | Surfactant that changes the wettability of tight sandstone and its preparation method and application | |
| US9410071B1 (en) | Oil-based viscosifier of drilling fluid and the preparation method thereof | |
| EA030494B1 (ru) | Раствор для бурения, содержащий поверхностно-активное вещество с высокой температурой кипения и длинноцепочечной головной группой, и способ применения данного раствора | |
| CN108467483B (zh) | 共聚物及其应用和油基钻井液稳定剂及其制备方法以及油基钻井液 | |
| RU2644363C1 (ru) | Состав для ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| CN106947441B (zh) | 用于油基钻井液的湿润剂的制备方法以及采用该湿润剂的油基钻井液 | |
| Jiang et al. | A high-density organoclay-free oil base drilling fluid based on supramolecular chemistry | |
| RU2481374C1 (ru) | Безглинистый утяжеленный буровой раствор | |
| CN114634801B (zh) | 一种油基钻井液用两亲纳米二氧化硅固体乳化剂及其制备方法与应用 | |
| CN105950124B (zh) | 一种油基钻井液的稀释剂及其制备方法和应用 | |
| CN107814931B (zh) | 一种油基钻井液用支化聚合物、其制备方法和应用 | |
| SU1724859A1 (ru) | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений | |
| RU2386658C1 (ru) | Тампонирующий состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| NL2013996B1 (en) | Plugging material and drilling fluid additive and method of application thereof. | |
| RU2505577C1 (ru) | Способ приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз | |
| RU2112871C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| CN111087989A (zh) | 一种油气井封堵用纳米封堵剂的制备方法 | |
| RU2099518C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2811109C1 (ru) | Полимерный состав для водоизоляционных работ | |
| RU2815111C1 (ru) | Полимер-дисперсный состав для увеличения охвата неоднородного нефтяного пласта заводнением | |
| RU2717498C1 (ru) | Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин | |
| RU2467049C2 (ru) | Способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора | |
| RU2766872C1 (ru) | Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин |