RU2670298C1 - Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин - Google Patents
Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2670298C1 RU2670298C1 RU2017117992A RU2017117992A RU2670298C1 RU 2670298 C1 RU2670298 C1 RU 2670298C1 RU 2017117992 A RU2017117992 A RU 2017117992A RU 2017117992 A RU2017117992 A RU 2017117992A RU 2670298 C1 RU2670298 C1 RU 2670298C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- wells
- blocking composition
- during drilling
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 229910052620 chrysotile Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- CWBIFDGMOSWLRQ-UHFFFAOYSA-N trimagnesium;hydroxy(trioxido)silane;hydrate Chemical compound O.[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O[Si]([O-])([O-])[O-].O[Si]([O-])([O-])[O-] CWBIFDGMOSWLRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 8
- 229920005596 polymer binder Polymers 0.000 claims description 6
- 239000002491 polymer binding agent Substances 0.000 claims description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 6
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- -1 sawdust Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000298 Cellophane Polymers 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052898 antigorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 210000004177 elastic tissue Anatomy 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052899 lizardite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052616 serpentine group Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000004753 textile Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для изоляции поглощающих зон при бурении скважин различной категории, снижения приемистости интервалов пластов в процессе проведения ремонтно-изоляционных (РИР) и ремонтно-восстановительных (РВР) работ. Блокирующий состав содержит 0,6-1,0 мас.% водорастворимого анионного высокомолекулярного полиакриламида (ПАА), 7,0-7,4 мас.% хризотила в качестве наполнителя и воду. Техническим результатом является повышение закупоривающих свойств состава за счет увеличения его прочности и вязкоупругих свойств. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для изоляции поглощающих зон при бурении скважин различной категории, снижения приемистости интервалов пластов в процессе проведения ремонтно-изоляционных (РИР) и ремонтно-восстановительных (РВР) работ.
Наиболее простым способом для ликвидации зон поглощения является применение наполнителей. Наполнители разделяют на волокнистые, пластинчатые (хлопьевидные) и зернистые (гранулированные). Они применяются как индивидуально, так и в различных комбинациях. В качестве наполнителей используют древесную муку, опилки, глину, слюду, целлофан, резину, текстильные волокна, шелуху орехов и т.п. Наполнители вводят, в основном, в структурированные жидкости, где легко обеспечивается равномерное распределение частиц в массе раствора. Поэтому закупорка трещин частицами наполнителя сопровождается образованием фильтрационной корки с последующим накоплением дисперсной фазы. Эффективность закупоривания определяется размером частиц и их формой, фракционным составом наполнителя, его концентрацией и видом исходного материала.
Известна тампонажная смесь для изоляции зон поглощения, включающая полимер, наполнитель и воду, где в качестве полимера используется полиоксиэтилен, а в качестве наполнителя - глинопорошок (SU 1051228, опубл. 30.10.83 г.).
Известен также состав для изоляции зон поглощений, содержащий, мас. %: глина 42,0-42,6; хризотил-асбест 0,8-1,1; электролит 19,0-20,3; вода - остальное (SU 1564324, опубл. 15.05.90 г.).
Известные составы являются недостаточно эффективными, так как обладает низкими закупоривающими свойствами из-за малой густоты и, как следствие, легкой размываемостью пластовыми водами.
Известен тампонажный состав для изоляции зон поглощения, содержащий полимерное вяжущее, воду, щелочной реагент и наполнители - глину, полые стекломикросферы и набухающий полимер (RU 2328514, опубл. 10.07.2008 г.).
Недостатком технического решения является многокомпонентность состава и сложность приготовления его в промысловых условиях.
Ближайшим техническим решением, выбранным за прототип, является состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, включающий полимерное вяжущее, наполнители и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: полиакриламид марки Праестол 2540 - 0,10-0,20, глинопорошок - 100, древесная мука - 2,0-4,0, вода - 200-400 (RU 2483093, опубл. 27.05.2013 г.).
Недостатком указанного состава является многостадийность процесса приговления растворов перед закачкой в скважину, а также необходимость докрепления цементными растворами, что сопряжено с опасностью возникновения аварийных ситуаций.
Задачей заявляемого изобретения является создание блокирующего состава для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, нивелирующего недостатки прототипа.
Поставленная задача и указанный технический результат достигаются предлагаемым блокирующим составом для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, включающим полимерное вяжущее, наполнитель и воду, где в качестве полимерного вяжущего используют водорастворимый анионный высокомолекулярный полиакриламид (ПАА), а в качестве наполнителя - хризотил, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| ПАА | - 0,6-1,0; |
| Хризотил | - 7,0-7,4; |
| Вода | - остальное. |
Хризотил - волокнистый минерал класса силикатов, группы серпентина, имеющий состав близкий к Mg3Si2O5(OH)4, щелочестоек, не растворим в воде, растворим в кислотах, выпускается по ГОСТ 12871-2013. Обладает способностью распадаться в водной среде на тончайшие эластичные волокна, обладающие высокой прочностью, высокой адсорбирующей активностью и способностью к образованию устойчивых композиций с различными вяжущими материалами. Высокая поверхностная энергия и развитая поверхность придают волокну хорошие адгезионные свойства к большинству материалов. Кроме того хризотил обладает высокой термостойкостью, химически инертен, устойчив к пластовым флюидам, не является абразивным материалом.
В качестве водорастворимого анионного высокомолекулярного полиакриламида может быть использован, например, полимер марки FP-307, производитель «SNF FlocculantCo» или аналоги.
Приготовление сухой смеси состава осуществляют в заводских условиях и поставляют в виде готового продукта под фирменным названием «ФибрИМ». При затворении сухой смеси состава водой, полимерные частицы мгновенно адсорбируются на «распушенные» волокна наполнителя и, частично растворяясь, образуют седиментационно устойчивую, упруго-вязкую массу, которая обладает хорошей прокачиваемостью за счет скользящей полимерной поверхности.
После доставки состава в зону изоляции происходит медленное дорастворение полимера пластовыми водами, оттеснение его вглубь и уплотнение волокнистого «тампона», что обеспечивает надежную изоляцию. Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно, создание нетвердеющего упруго-вязко-пластичного тампонажного состава, обладающего повышенной тампонирующей способностью и кольматирующим действием, и обеспечить быстроту и легкость приготовления и применения состава на промысле.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать вывод об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявленного состава, выполняющих аналогичную задачу, поэтому можно сделать вывод о соответствии предложения критерию «изобретательский уровень».
Приготовление заявляемого состава в лабораторных условиях.
Сухие компоненты состава (полиакриламид и хризотил) тщательно смешивали между собой, засыпали в воду, перемешивали 5-10 минут и подвергали дальнейшим испытаниям. По описанному способу были приготовлены все заявляемые составы, представленные в таблице 1.
Состав по прототипу готовили по схеме, описанной в патенте.
Эффективность предлагаемого состава и состава по прототипу оценивали в лаборатории на седиментационную устойчивость, прокачиваемость и кольматирующую способность.
Седиментационно устойчивыми считали те составы, которые не расслаивались в течение 4 часов с момента приготовления.
Кольматирующую способность определяли на линейных насыпных моделях пласта уровнем снижения проницаемости пористой среды после кольматации закачиваемыми составами. Прокачиваемыми считали составы, которые прокачивались по металлическим трубкам фильтрационной установки до пористой среды без повышения давления.
Пористой средой с регулируемой проницаемостью являлся фракционированный кварцевый песок с добавлением дробленого карбоната, который набивался в металлический кернодержатель диаметром 26 мм и длиной 200 мм. Проницаемость варьировалась от 24,3 до 75,7 мкм2.
Эксперименты проводили общепринятым методом. Модель пласта вакуумировали, насыщали водой и определяли исходную проницаемость по воде. После этого прокачивали один поровый объем состава и снова определяли проницаемость по воде. Все эксперименты проводили при постоянном перепаде давления между торцами модели пласта.
Снижение проницаемости (коэффициент изоляции) рассчитывали по формуле:
(К1-К2)/К1⋅100,%;
где К1 - первоначальная проницаемость по воде, мкм2;
К2 - проницаемость по воде после прокачки состава, мкм2.
Результаты проведенных испытаний представлены в таблице 1.
Степень снижения проницаемости пористой среды характеризует эффективность предлагаемого способа и, как показали результаты испытаний, позволяет более успешно воздействовать на коллекторы по сравнению с прототипом.
Выход за нижний предел содержания компонентов в блокирующем составе приводит к потере его седиментационной устойчивости (пример 7 из табл. 1). Выход за верхний предел компонентов в блокирующем составе приводит к резкому загустеванию и снижению прокачиваемости (пример 8 из табл. 1).
Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности. После определения глубины забоя и статического уровня жидкости, в скважину спускают нососно-компрессорные трубы. Устье скважины соединяют с агрегатами. Производят опрессовку нагнетательной линии на максимально допустимую величину давления в соответствии с технической характеристикой эксплуатационной колонны. Определяют приемистость скважины.
После проведения всех подготовительных работ, готовят раствор суспензии путем дозировки в воду «ФибрИМ» - 80 кг на 1 м3 состава, перемешивают в течение 5-10 минут и закачивают в скважину с помощью насосного агрегата. После закачки всего запланированного объема, суспензию проталкивают в пласт водой, после чего опять определяют приемистость скважины.
Необходимый объем образующегося тампона рассчитывается индивидуально в каждом отдельном случае в зависимости от характеристики поглощающих пластов (пластового давления, приемистости пласта, открытой пористости пород и т.д.).
Разработанный блокирующий состав обладает комплексом положительных технологических свойств:
- высокой седиментационной устойчивостью;
- отсутствием абразивности;
- низкими фильтрационными характеристиками;
- высоким коэффициентом тампонирующей способности;
- достаточной пластической прочностью;
- высокой адгезией с вмещающей средой;
- высокой транспортирующей способностью;
- легкостью приготовления и применения на промысле.
Использование заявляемого состава позволит расширить ассортимент реагентов, применяемых для изоляции зон катастрофических поглощений, и повысить эффективность изоляции.
Claims (2)
- Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, содержащий полимерное вяжущее, наполнитель и воду, отличающийся тем, что в качестве полимерного вяжущего содержит водорастворимый анионный высокомолекулярный полиакриламид (ПАА), а в качестве наполнителя - хризотил, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
ПАА 0,6-1,0 Хризотил 7,0-7,4 Вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017117992A RU2670298C1 (ru) | 2017-05-23 | 2017-05-23 | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017117992A RU2670298C1 (ru) | 2017-05-23 | 2017-05-23 | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2670298C1 true RU2670298C1 (ru) | 2018-10-22 |
Family
ID=63923390
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017117992A RU2670298C1 (ru) | 2017-05-23 | 2017-05-23 | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2670298C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114479818A (zh) * | 2020-10-23 | 2022-05-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 封窜剂及稠油筛管完井的水平井的封窜方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1021761A1 (ru) * | 1980-07-11 | 1983-06-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Тампонажный состав дл изол ции зон поглощени промывочной жидкости при бурении скважин |
| SU1564324A1 (ru) * | 1988-06-02 | 1990-05-15 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Состав дл изол ции зон поглощений |
| RU2142043C1 (ru) * | 1998-04-14 | 1999-11-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| US20030104949A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-05 | Myers Kent R. | Composition for use in sealing a porous subterranean formation, and methods of making and using |
| RU2483093C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения |
-
2017
- 2017-05-23 RU RU2017117992A patent/RU2670298C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1021761A1 (ru) * | 1980-07-11 | 1983-06-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Тампонажный состав дл изол ции зон поглощени промывочной жидкости при бурении скважин |
| SU1564324A1 (ru) * | 1988-06-02 | 1990-05-15 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Состав дл изол ции зон поглощений |
| RU2142043C1 (ru) * | 1998-04-14 | 1999-11-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| US20030104949A1 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-05 | Myers Kent R. | Composition for use in sealing a porous subterranean formation, and methods of making and using |
| RU2483093C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114479818A (zh) * | 2020-10-23 | 2022-05-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 封窜剂及稠油筛管完井的水平井的封窜方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2476665C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| CN102587858B (zh) | 对缝洞型油藏进行堵水的方法 | |
| EP2190942A1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| CN109294539B (zh) | 一种火驱井环保封窜剂及其制备方法与应用 | |
| RU2670298C1 (ru) | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN111499779A (zh) | 磺化石油树脂、其制备方法及堵剂 | |
| CN108865086A (zh) | 一种强抑制、强胶结井壁稳定剂及其制备方法 | |
| CN102618232B (zh) | 用于缝洞型油藏的堵剂 | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| CN105238375B (zh) | 一种高强度自膨胀堵漏剂 | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
| RU2307146C2 (ru) | Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
| RU2064571C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти | |
| RU2825364C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в продуктивную скважину | |
| RU2081297C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2398095C1 (ru) | Способ цементирования колонны в скважине с использованием цементного раствора с эрозионными свойствами | |
| RU2736671C1 (ru) | Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой | |
| RU2209297C2 (ru) | Состав для изоляции водопритоков в скважине | |
| RU2391489C2 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пласта | |
| RU2815111C1 (ru) | Полимер-дисперсный состав для увеличения охвата неоднородного нефтяного пласта заводнением | |
| RU2128284C1 (ru) | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений | |
| RU2738544C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2634467C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
| RU2811129C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков |