RU2215868C2 - Жидкость для глушения скважин - Google Patents
Жидкость для глушения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2215868C2 RU2215868C2 RU2001122542/03A RU2001122542A RU2215868C2 RU 2215868 C2 RU2215868 C2 RU 2215868C2 RU 2001122542/03 A RU2001122542/03 A RU 2001122542/03A RU 2001122542 A RU2001122542 A RU 2001122542A RU 2215868 C2 RU2215868 C2 RU 2215868C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- magnesium chloride
- surfactant
- well
- killing fluid
- pkd
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 20
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 42
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 4
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 3
- 101000708425 Homo sapiens Syntaphilin Proteins 0.000 abstract 2
- 102100032836 Syntaphilin Human genes 0.000 abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 7
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical class CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 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 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical class [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- -1 bischofite Chemical class 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical class [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical class [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 125000002467 phosphate group Chemical class [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к жидкостям для перфорации и глушения скважин. Техническим результатом является сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при вторичном их вскрытии в период выполнения капитальных и текущих ремонтов скважин и прочих геолого-технических мероприятий, повышение эффективности освоения скважин. Технический результат достигается тем, что жидкость для глушения скважин, включающая дисперсионную среду - раствор хлорида магния, разбавленный пластовой водой объекта применения жидкости глушения, дисперсную фазу, реагенты - понизители фильтрации - загустители и поверхностно-активные вещества ПАВ, раствор хлорида магния содержит более 93% MgCl2, в качестве дисперсной фазы используют мел, в качестве загустителя - полиакриламид ПАА марки ПРАЕСТОЛ 2530-2640, в качестве поверхностно-активного вещества - ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-0515, при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанный хлорид магния 8-30, мел 0-10, указанный ПАА 0,01-0,2, ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-0515 0,01-3,0, указанная вода остальное. Также жидкость в качестве указанного раствора хлорида магния может содержать бишофит. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к жидкостям для перфорации и глушения скважин.
Известны жидкости для глушения скважин (ЖГС) на основе минеральных солей (подтоварная вода, пластовая вода), хлоридов натрия, магния, кальция, фосфорнокислых солей [Каталог жидкостей глушения. Краснодар, 1989, с. 12-23, 42-46].
Известна также жидкость для глушения скважин, включающая известь, хлористые соли натрия, магния, алюминия, отходы производства изопропилового спирта со стадии отстоя спирта-сырца и ректификации эпюрата, реагенты-понизители фильтрации и воду, принятая авторами за прототип [Патент РФ 2136854, дата публикации 10.09.99 г.].
Основными недостатками этих жидкостей глушения является образование нерастворимых осадков при контакте с пластовыми водами из-за наличия в дисперсионной среде хлористых солей кальция, алюминия, что приводит к забиванию пор пласта, а также относительная сложность приготовления и слабое пенообразование, зависящее от качества отходов производства изопропилового спирта.
Задача изобретения - сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при вторичном их вскрытии в период выполнения капитальных и текущих ремонтов скважин и прочих геолого-технических мероприятий, повышение эффективности освоения скважин, расширение сырьевой базы материалов для приготовления жидкостей глушения скважин.
Поставленная задача достигается тем, что в жидкости для глушения скважин, включающей в себя дисперсионную среду - раствор хлорида магния, разбавленный пластовой водой объекта применения жидкости глушения, дисперсную фазу, реагенты - понизители фильтрации - загустители и поверхностно-активные вещества (ПАВ), согласно изобретению раствор хлорида магния содержит более 93% MgCl2, в качестве дисперсной фазы используют мел, в качестве загустителя - полиакриламид ПАА марки ПРАЕСТОЛ 2530-2640, в качестве поверхностно-активного вещества - ПАВ комплексного действия - СНПХ ПКД-0515, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанный хлорид магния - 8-30
Мел - 0-10
Указанный ПАА - 0,01-0,2
ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-0515 - 0,01-3,0
Вода - Остальное
причем в качестве указанного раствора хлорида магния она содержит преимущественно бишофит.
Указанный хлорид магния - 8-30
Мел - 0-10
Указанный ПАА - 0,01-0,2
ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-0515 - 0,01-3,0
Вода - Остальное
причем в качестве указанного раствора хлорида магния она содержит преимущественно бишофит.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что жидкость глушения скважин готовят путем механического смешивания компонентов. Раствор хлорида магния, содержащий MgCl2>93%, например бишофит, разбавляют пластовой водой той скважины, в которую будет закачиваться жидкость глушения. Бишофит - естественная соль, в которой содержится преимущественно MgCl2 (более 95%) и другие соли. Это светлая прозрачная маслянистая жидкость, имеющая плотность при 20oС - 1,2-1,4 г/см3. При смешивании жидкости глушения, приготовленной на основе солей хлористого магния, преимущественно бишофита, с пластовыми водами любой степени минерализации и ионного состава отсутствует образование нерастворимых осадков. Что касается коррозионных показателей, то по данным результатов лабораторных испытаний пробы хлористого магния с содержанием MgCl2 свыше 99%, при контакте образца пластины марки Ст.-3 с раствором хлористого магния при комнатных условиях идет незначительная обменная реакция между металлом пластины и раствором хлористого магния, что выражается скоростью растворения 0,046 г/м2час, и более интенсивная обменная реакция при 115oC - 1,64 г/м2час. Раствор хлористого магния в пластовой воде объекта применения ЖГС является дисперсионной средой. При необходимости для увеличения плотности раствора в него добавляют расчетное количество солей MgCl2 или К2СО3. Дисперсной фазой являются частицы мела СаСО3 с фракцией помола, соответствующей размеру пор пород пласта в приствольной зоне скважины, затворенные в пластовой воде. Для загущения в смесь добавляют ПАА марки ПРАЕСТОЛ со средней анионной активностью (2530-2640) и молекулярным весом 14-16 миллионов, а в качестве ПАВ -ПАВ комплексного действия - (СНПХ ПКД - 0515).
ПАВ комплексного действия - СНПХ ПКД-0515 - представляет собой гармоническое сочетание неионогенного ПАВ, азотсодержащей добавки и растворителя. Это жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета, с массовой долей воды 0,5%, температурой замерзания от минус 30 до минус 40oC и температурой вспышки 40oC. Реагент выпускается по ТУ 39-05765670-ОП-211-95 (с изменениями 1 и 2) трех марок А, Б и Н; марки А и Б - для буровых растворов; марка Н - для жидкостей глушения, перфорации, консервации скважин.
Все компоненты предлагаемого состава ЖГС растворяют или затворяют пластовой водой того объекта, в котором будут использовать ЖГС. При перемешивании смесь доводят до однородного состояния и утяжеляют до требуемой рабочей плотности ЖГС.
Изобретение реализуется следующим образом.
Пример 1:
8 г СаСО3 (мела) интенсивно размешивают в пластовой воде объекта применения ЖГС. Полученную суспензию добавляют в раствор бишофита, который получают смешением 7,32 г бишофита в пластовой воде (содержание MgCl2 в бишофите составляет 95,7%). Смесь загущают ПАА марки ПРАЕСТОЛ со средней анионной активностью 2550, с молекулярным весом 14 млн., добавляя его в количестве 0,05 г. Кроме того, для уменьшения поверхностного натяжения в смесь добавляют поверхностно-активное вещество СНПХ ПКД - 0515 в количестве 0,5 г. Количество пластовой воды в полученном составе ЖГС-84,13 г. Параметры полученной ЖГС и другие варианты получения ЖГС приведены в таблице.
8 г СаСО3 (мела) интенсивно размешивают в пластовой воде объекта применения ЖГС. Полученную суспензию добавляют в раствор бишофита, который получают смешением 7,32 г бишофита в пластовой воде (содержание MgCl2 в бишофите составляет 95,7%). Смесь загущают ПАА марки ПРАЕСТОЛ со средней анионной активностью 2550, с молекулярным весом 14 млн., добавляя его в количестве 0,05 г. Кроме того, для уменьшения поверхностного натяжения в смесь добавляют поверхностно-активное вещество СНПХ ПКД - 0515 в количестве 0,5 г. Количество пластовой воды в полученном составе ЖГС-84,13 г. Параметры полученной ЖГС и другие варианты получения ЖГС приведены в таблице.
Техническим результатом предполагаемого изобретения является сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при вторичном их вскрытии в период выполнения капитальных и текущих ремонтов скважин и прочих геолого-технических мероприятий, а также повышение эффективности освоения скважин. Кроме того, высокое содержание хлорида магния в водном растворе соли (более 93%) позволяет приготавливать жидкости глушения с диапазоном плотности 1,02-1,30-1,35 г/см3, что позволяет глушить скважины с большим пластовым давлением и осуществлять временную изоляцию пор пород пласта. С позиции достижения экологической рациональности разработанная рецептура ЖГС способствует повышению экологической чистоты материалов, применяемых при капитальном и текущем ремонте скважин и снижению вредных влияний на коллекторские свойства пласта.
Итак, использование предлагаемой рецептуры ЖГС позволяет
- повысить качество глушения продуктивных скважин с аномальностью по давлению 1,0-1,3 за счет утяжеления пластовой воды хлоридом магния (преимущественно, бишофитом), не вызывающим образования труднорастворимых осадков при контакте с пластовыми водами любой минерализации и состава;
- повысить эффективность освоения продуктивных скважин после глушения за счет снижения объема фильтрации ЖГС в пласт до 8 см3 за 30 мин, обусловленного введением загустителя - ПАА средней анионной активности с высоким молекулярным весом и наполнителя (мела), при необходимости растворимого в кислотной среде;
- повысить эффективность освоения продуктивных скважин после глушения за счет снижения поверхностного натяжения на границе ЖГС с углеводородной средой (нефтью) до 6,2 μН/м и набухаемости глинистых минералов, обусловленных введением ПАВ комплексного действия.
- повысить качество глушения продуктивных скважин с аномальностью по давлению 1,0-1,3 за счет утяжеления пластовой воды хлоридом магния (преимущественно, бишофитом), не вызывающим образования труднорастворимых осадков при контакте с пластовыми водами любой минерализации и состава;
- повысить эффективность освоения продуктивных скважин после глушения за счет снижения объема фильтрации ЖГС в пласт до 8 см3 за 30 мин, обусловленного введением загустителя - ПАА средней анионной активности с высоким молекулярным весом и наполнителя (мела), при необходимости растворимого в кислотной среде;
- повысить эффективность освоения продуктивных скважин после глушения за счет снижения поверхностного натяжения на границе ЖГС с углеводородной средой (нефтью) до 6,2 μН/м и набухаемости глинистых минералов, обусловленных введением ПАВ комплексного действия.
Claims (1)
1. Жидкость для глушения скважин, включающая дисперсионную среду - раствор хлорида магния, разбавленный пластовой водой объекта применения жидкости глушения, дисперсную фазу, реагенты - понизители фильтрации - загустители и поверхностно-активные вещества ПАВ, отличающаяся тем, что раствор хлорида магния содержит более 93% MgCI2, в качестве дисперсной фазы используют мел, в качестве загустителя - полиакриламид ПАА марки ПРАЕСТОЛ 2530-2640, в качестве поверхностно-активного вещества - ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-0515 при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Указанный хлорид магния - 8-30
Мел - 0-10
Указанный ПАА - 0,01-0,2
ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-0515 - 0,01-3,0
Указанная вода - Остальное
2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве указанного раствора хлорида магния она содержит бишофит.
Указанный хлорид магния - 8-30
Мел - 0-10
Указанный ПАА - 0,01-0,2
ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-0515 - 0,01-3,0
Указанная вода - Остальное
2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве указанного раствора хлорида магния она содержит бишофит.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001122542/03A RU2215868C2 (ru) | 2001-08-09 | 2001-08-09 | Жидкость для глушения скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001122542/03A RU2215868C2 (ru) | 2001-08-09 | 2001-08-09 | Жидкость для глушения скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001122542A RU2001122542A (ru) | 2003-06-27 |
| RU2215868C2 true RU2215868C2 (ru) | 2003-11-10 |
Family
ID=32026803
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001122542/03A RU2215868C2 (ru) | 2001-08-09 | 2001-08-09 | Жидкость для глушения скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2215868C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617661C1 (ru) * | 2016-08-11 | 2017-04-25 | Виталий Юрьевич Федоренко | Жидкость для глушения скважин |
| RU2737753C1 (ru) * | 2020-02-04 | 2020-12-02 | Виталий Юрьевич Федоренко | Жидкость для глушения скважин |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1592427A (en) * | 1977-09-16 | 1981-07-08 | Halliburton Co | Terminating the flow of fluids from uncontrolled wells |
| GB2180868A (en) * | 1984-04-02 | 1987-04-08 | Nitto Chemical Industry Co Ltd | Completion and workover fluids |
| SU1652329A1 (ru) * | 1988-01-05 | 1991-05-30 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Безглинистый полимерный буровой раствор |
| RU2068949C1 (ru) * | 1991-02-18 | 1996-11-10 | Западно-Сибирская инновационная фирма "Петрохим" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2136854C1 (ru) * | 1997-04-28 | 1999-09-10 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Жидкость для глушения скважин |
| RU2151162C1 (ru) * | 1998-11-10 | 2000-06-20 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Жидкость для глушения скважин |
| RU2167275C2 (ru) * | 1999-07-01 | 2001-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин |
-
2001
- 2001-08-09 RU RU2001122542/03A patent/RU2215868C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1592427A (en) * | 1977-09-16 | 1981-07-08 | Halliburton Co | Terminating the flow of fluids from uncontrolled wells |
| GB2180868A (en) * | 1984-04-02 | 1987-04-08 | Nitto Chemical Industry Co Ltd | Completion and workover fluids |
| SU1652329A1 (ru) * | 1988-01-05 | 1991-05-30 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Безглинистый полимерный буровой раствор |
| RU2068949C1 (ru) * | 1991-02-18 | 1996-11-10 | Западно-Сибирская инновационная фирма "Петрохим" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2136854C1 (ru) * | 1997-04-28 | 1999-09-10 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Жидкость для глушения скважин |
| RU2151162C1 (ru) * | 1998-11-10 | 2000-06-20 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий | Жидкость для глушения скважин |
| RU2167275C2 (ru) * | 1999-07-01 | 2001-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617661C1 (ru) * | 2016-08-11 | 2017-04-25 | Виталий Юрьевич Федоренко | Жидкость для глушения скважин |
| RU2737753C1 (ru) * | 2020-02-04 | 2020-12-02 | Виталий Юрьевич Федоренко | Жидкость для глушения скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2501829C2 (ru) | Стабилизирующие эмульсию агенты для применения в текучих средах для бурения и заканчивания скважин | |
| CA2870904C (en) | Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability | |
| US5559263A (en) | Aluminum citrate preparations and methods | |
| CA2372876A1 (en) | Cementing casing strings in deep water offshore wells | |
| WO2005106197A1 (en) | Gelled invert emulsion compositions and methods of use and manufacture | |
| CN103045210A (zh) | 一种高效封堵油基钻井液及其制备方法 | |
| CN105601162A (zh) | 混凝土侵蚀介质抑制材料的制备方法 | |
| CA2237383C (en) | Refined oil gelling system | |
| CA2222087C (en) | Encapsulated breaker for oil gel system | |
| WO2014179121A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| RU2215868C2 (ru) | Жидкость для глушения скважин | |
| EP0729497B1 (en) | Wellbore fluids | |
| CA2601017C (en) | Methods and compositions for high temperature lightweight cementing | |
| RU2516400C1 (ru) | Алюмогипсокалиевый буровой раствор и способ его получения | |
| RU2235751C1 (ru) | Утяжеленный буровой раствор | |
| RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
| CN104694106B (zh) | 一种适合于弱碱三元复合驱油用磺酸盐表面活性剂及应用 | |
| RU2136854C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2058989C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин | |
| CN114958313B (zh) | 一种适用于致密油水平井钻井的水基钻井液 | |
| US2799646A (en) | External water phase drilling emulsions and additives therefor | |
| RU2004771C1 (ru) | Состав дл изол ции пластовых вод | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| CN106833563B (zh) | 一种可排放海水基钻井液及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20030810 |