RU2705670C1 - Состав для изоляции водопритока в скважину - Google Patents
Состав для изоляции водопритока в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2705670C1 RU2705670C1 RU2019100641A RU2019100641A RU2705670C1 RU 2705670 C1 RU2705670 C1 RU 2705670C1 RU 2019100641 A RU2019100641 A RU 2019100641A RU 2019100641 A RU2019100641 A RU 2019100641A RU 2705670 C1 RU2705670 C1 RU 2705670C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- well
- sodium silicofluoride
- sodium
- silicate
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 53
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 24
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 31
- 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 claims abstract description 30
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 30
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 16
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 14
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 14
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 6
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 6
- 244000309464 bull Species 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229940070337 ammonium silicofluoride Drugs 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N triacetin Chemical compound CC(=O)OCC(OC(C)=O)COC(C)=O URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000001087 glyceryl triacetate Substances 0.000 description 1
- 235000013773 glyceryl triacetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000005499 meniscus Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- JTDPJYXDDYUJBS-UHFFFAOYSA-N quinoline-2-carbohydrazide Chemical compound C1=CC=CC2=NC(C(=O)NN)=CC=C21 JTDPJYXDDYUJBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000011775 sodium fluoride Substances 0.000 description 1
- 235000013024 sodium fluoride Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229960002622 triacetin Drugs 0.000 description 1
- 239000002023 wood 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
-
- 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в высокотемпературных скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит 1 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и 1-9 об.ч. 0,3-0,7%-ного водного раствора кремнефтористого натрия. Техническим результатом является создание эффективного, безопасного, простого в приготовлении состава для высокотемпературных скважин и повышение прочности образующегося геля. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в высокотемпературных скважинах.
Известен состав для изоляции водопритока в скважину (патент RU №2632799, МПК С09К 8/50, Е21В 33/138, опубл. 09.10.2017 в бюл. №28), содержащий жидкое стекло (силикат натрия и силикат калия), ацетат хрома и воду при следующем содержании компонентов, мас. %:
| силикат натрия | 0,4-8,9 |
| силикат калия | 0,1-4,5 |
| ацетат хрома | 0,4-1,5 |
| вода | остальное. |
После закачки состава спустя 1,5-3 ч осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, прокачивают оторочку 10-20%-ного водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 ч.
Недостатками известного состава являются сложность его использования, также высокая стоимость силиката калия и необходимость использования большого количества ацетата хрома (до 1,5 мас. %), что приводит к удорожанию состава.
Известен состав для изоляции водопритока в скважину (патент RU №2419714, МПК Е21В 33/138, опубл. 09.10.2017 в бюл. №28), содержащий равные объемы силиката натрия и водного 5-15%-ного раствора кремнефтористого аммония.
Недостатком известного состава является его быстрое отверждение, из-за чего компоненты состава закачивают раздельно через буфер из пресной воды. Применяемые компоненты в виде двух растворов в пористой среде плохо перемешиваются, в результате закупоривающий гель образуется не во всем объеме состава, из-за чего теряет структурно-механические свойства, что снижает эффективность состава. Также недостатком является большое количество силиката натрия и высокая концентрация раствора кремнефтористого аммония, что приводит к удорожанию состава.
Известен состав для изоляции водопритока в скважину (АС №834343, МПК Е21В 43/32, опубл. 30.05.1981 в бюл. №20), содержащий жидкое стекло (силикат щелочного металла) и кремнефтористый натрий при следующем соотношении компонентов, об. ч.:
| силикат щелочного металла | 87-92 |
| кремнефтористый натрий | 8-13. |
Известен состав для изоляции водопритока в скважину (патент RU №2244819, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.01.2005 в бюл. №2), содержащий жидкое стекло (водный раствор силиката натрия плотностью 1,36 г/см3) и кремнефтористый натрий при следующем соотношении компонентов, об. ч.:
| водный раствор силиката натрия плотностью | 1,36 г/см3 |
| и силикатным модулем М=3,0 | 90,0-95,0 |
| кремнефтористый натрий | 3,0-8,0 |
| древесная мука | 1,0-4,0 |
| триацетин | 1,0-4,0. |
Недостатком известных составов является растворимость кремнефтористого натрия в воде - 7,62 г/л, что соответствует концентрации менее 0,8% (Большой энциклопедический словарь, Химия, изд-во «Большая Российская энциклопедия», М., 2000, с. 362). Осаждение нерастворившейся части кремнефтористого натрия может привести к технологическим осложнениям - преждевременному отверждению состава в насосе цементировочного агрегата или насосно-компрессорных трубах.
Наиболее близким аналогом предлагаемого состава является состав для изоляции водопритока в скважину (патент RU №2667241, МПК Е21В 33/138, С09К 8/504, опубл. 18.09.2018 в бюл. №26), содержащий высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 и раствор кремнефтористого натрия. В качестве раствора кремнефтористого натрия состав содержит 0,3-0,5%-ный раствор кремнефтористого натрия. Дополнительно состав содержит этил ацетат и моющий препарат с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% при следующем соотношении компонентов, об. ч.:
| высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 | 25 |
| 0,3-0,5%-ный раствор кремнефтористого натрия | 25-250 |
| этилацетат | 1-5 |
| моющий препарат с массовой долей поверхностно- | |
| активных веществ 30-38% | 0,1. |
Недостатком наиболее близкого аналога является то, что он эффективен для изоляции водопритока только в низкотемпературных скважинах и имеет многокомпонентный состав. Также к недостаткам состава относится то, что этил ацетат является легковоспламеняющейся жидкостью.
Техническими задачами изобретения являются создание эффективного, безопасного, простого в приготовлении состава для высокотемпературных скважин и повышение прочности образующегося геля.
Технические задачи решаются предлагаемым составом для изоляции водопритока в скважину, содержащим высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 и раствор кремнефтористого натрия.
Новым является то, что в качестве раствора кремнефтористого натрия состав содержит 0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия при следующих соотношениях компонентов, об. ч.:
| высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 | 1 |
| 0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия | 1-9. |
Компоненты, применяемые в заявляемом составе:
- высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 (ВМЖС) - представляет собой раствор от прозрачного до серого цвета с рН в пределах 9,5-11,5, выпускаемое по ТУ 2145-002-12979928-2001 «Высокомодульное растворимое стекло марки «Нафтосил» для гидроизоляции нефтяных пластов» или ТУ 2145-014-13002578-94 «Силином ВН»;
- натрий кремнефтористый технический (гексафторосиликат натрия - Na2SiF6) -представляет собой мелкий кристаллический порошок белого цвета без механических примесей, с массовой долей кремнефтористого натрия не менее 95%, пожаро- и взрывобезопасный, выпускаемый по ТУ 113-08-587-86.
Сущность изобретения состоит в создании эффективного, безопасного состава для изоляции водопритока в высокотемпературную скважину, который блокирует изолируемый интервал пласта объемным гелем, образующимся в течение времени при смешении компонентов состава. Состав готовят на пресной воде, он является простым в приготовлении, обладает достаточным для закачки в скважину временем гелеобразования. После перемешивания компонентов состава гель образуется при температуре в течение от 70 до 100°С в интервале от 30 мин до 28 ч путем постепенного набора вязкости до состояния неподвижности и упрочнения. За счет малой вязкости и регулируемого времени гелеобразования состав после закачивания в скважину проникает даже в малопроницаемые поры пласта, обводненного водой любой минерализации. Кремнефтористый натрий известен как отвердитель силикатных и бетонных растворов, в составе он является инициатором гелеобразования ВМЖС и способствует образованию геля кремниевой кислоты. В отличие от жидкого стекла, имеющего силикатный модуль ниже 3,5 (низкомодульное), ВМЖС образует гель даже при малых количествах кремнефтористого натрия и большом разбавлении водой, за счет чего значительно снижается вязкость состава и его стоимость. В зависимости от количества 0,3-0,7%-ного водного раствора кремнефтористого натрия и температуры изолируемого пласта гелеобразование можно замедлить, если это необходимо для удаленного доступа состава в пласт, или ускорить вплоть до 30 мин. Получаемый при этом гель обладает высокой прочностью. После закачивания состава в скважину и его гелеобразования формируется водоизоляционный экран, который дополнительно укрепляется за счет взаимодействия с минерализованной пластовой водой, высокая температура пласта также является упрочняющим фактором.
Время гелеобразования состава определяют опытным путем в лабораторных условиях. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице. В каждый из трех стеклянных стаканов объемом 200 мл наливают ВМЖС в объеме 25 мл (1 об. ч.) и 0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия 150 мл (6 об. ч.), перемешивают и оставляют стаканы в термостате на гелеобразование при температуре 70, 85 и 100°С. Периодически наклоняя стакан, фиксируют время, когда мениск жидкости в стакане перестанет смещаться. Определенное таким образом время является временем гелеобразования состава, которое составляет для указанного соотношения компонентов состава при 70°С - 7 ч 50 мин, при 85°С - 6 ч 20 мин, при 100°С - 5 ч 40 мин (опыт 9). Остальные опыты, представленные в таблице, готовят аналогичным образом.
После образования геля через 24 ч определяют его прочность (статическое напряжение сдвига) по ГОСТ 33213-2014 (с использованием широметра). Результаты гелеобразования и определения прочности представлены в таблице.
Соотношение 1 об. ч. ВМЖС к 0,3-0,7%-ному водному раствору кремнефтористого натрия в пределах 1-9 об. ч. и концентрацию водного раствора кремнефтористого натрия в пределах от 0,3% до 0,7% определили опытным путем. Водный раствор кремнефтористого натрия в концентрации менее 0,3% не вызывает гелеобразование состава, а водный раствор кремнефтористого натрия в концентрации более 0,7% не используется в составе ввиду гелеобразования в течение нескольких минут, а также ограниченного растворения кремнефтористого натрия в воде, при этом он будет осаждаться, вызывая технологические трудности при закачивании. Менее 1 об. ч. ВМЖС не позволяет достичь необходимого результата, а более 1 об. ч. нецелесообразно с экономической точки зрения.
По времени гелеобразования выбирают оптимальное соотношение компонентов состава для применения в предлагаемом способе, об. ч.:
| ВМЖС | 1 |
| 0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия | 1-9. |
Из низкомодульного жидкого стекла при тех же условиях гель не образуется. В зависимости от геолого-технических условий скважины выбирают для ограничения водопритока состав с необходимым временем гелеобразования.
Использование состава для изоляции водопритока в скважину повышает эффективность изоляции водопритока в скважину за счет создания маловязкого состава регулирования времени гелеобразования, и проникновения состава в малопроницаемые поры пласта, обводненного водой любой минерализации, и повышения прочности образующегося геля, а также удешевления стоимости состава.
Таким образом, создан эффективный, безопасный, простой в приготовлении и дешевый состав для температуры изолируемого пласта от 70°С до 100°С, который образует прочный гель.
Claims (2)
- Состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 и раствор кремнефтористого натрия, отличающийся тем, что в качестве раствора кремнефтористого натрия состав содержит 0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия при следующем соотношении компонентов, об.ч.:
-
высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 1 0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия 1-9.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100641A RU2705670C1 (ru) | 2019-01-10 | 2019-01-10 | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100641A RU2705670C1 (ru) | 2019-01-10 | 2019-01-10 | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2705670C1 true RU2705670C1 (ru) | 2019-11-11 |
Family
ID=68579647
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019100641A RU2705670C1 (ru) | 2019-01-10 | 2019-01-10 | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2705670C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1056299A (en) * | 1976-03-17 | 1979-06-12 | Burton B. Sandiford | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| SU834343A1 (ru) * | 1979-12-07 | 1981-05-30 | Волго-Уральский Научно-Исследовательскийи Проектный Институт По Добыче И Перера-Ботке Сероводородсодержащих Газов | Состав дл изол ции пластовыхВОд B СКВАжиНЕ |
| RU2242606C1 (ru) * | 2003-08-28 | 2004-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Состав для ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах |
| RU2244819C1 (ru) * | 2003-07-03 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритоков в скважину |
| RU2550617C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) |
-
2019
- 2019-01-10 RU RU2019100641A patent/RU2705670C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1056299A (en) * | 1976-03-17 | 1979-06-12 | Burton B. Sandiford | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| SU834343A1 (ru) * | 1979-12-07 | 1981-05-30 | Волго-Уральский Научно-Исследовательскийи Проектный Институт По Добыче И Перера-Ботке Сероводородсодержащих Газов | Состав дл изол ции пластовыхВОд B СКВАжиНЕ |
| RU2244819C1 (ru) * | 2003-07-03 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритоков в скважину |
| RU2242606C1 (ru) * | 2003-08-28 | 2004-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Состав для ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах |
| RU2550617C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2065442C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков с помощью гелирования растворов производных кремневой кислоты | |
| RU2705670C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2550617C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2471962C1 (ru) | Способ цементирования скважины в условиях аномально низкого пластового давления | |
| RU2419714C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| RU2525079C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
| RU2669648C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2713063C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2667241C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважине (варианты) | |
| RU2705111C1 (ru) | Состав для ограничения водопритока в скважину | |
| RU2820437C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2714753C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2667254C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) | |
| RU2669970C1 (ru) | Гелеобразующий состав | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2507380C1 (ru) | Тампонажный раствор низкой плотности | |
| RU2490295C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах | |
| RU2270328C1 (ru) | Способ приготовления тампонажного раствора | |
| RU2601888C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2704661C1 (ru) | Состав для ограничения водопритока в скважину | |
| RU2704662C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
| RU2710862C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину |