Патенты автора Вашетина Елена Юрьевна (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает приготовление тампонажного раствора, содержащего портландцемент, минеральную добавку «ПенетронАдмикс», понизитель водоотдачи, пластификатор, воду, и закачку его в скважину. Для приготовления тампонажного раствора дополнительно используют оксид магния, нитрилотриметилфосфоновую кислоту, в качестве понизителя водоотдачи используют композицию синтетических сульфированных полимеров с насыпной плотностью не менее 0,5 г/см3, в качестве пластификатора - композицию карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы с насыпной плотностью не менее 0,4 г/см3, предварительно готовят жидкость затворения путем растворения в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновой кислоты, понизителя водоотдачи, пластификатора и далее в процессе затворения раствора добавляют портландцемент, минеральную добавку, оксид магния при определенном соотношении компонентов. Также описан вариант способа. Предлагаемый способ ремонтно-изоляционных работ в скважине позволяет восстановить целостность цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров как в пластовой воде, так и в углеводородной жидкости, повышает эффективность ремонтно-изоляционных работ в скважине, а получаемый тампонажный камень обладает высокой прочностью. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав содержит 8,0-15,0 мас.% силиката натрия и 85-92 мас.% пресной воды. Дополнительно состав содержит 1,0-1,7 мас.% ацетата хрома сверх 100% и 0,2-1,0 мас.% натрия хлористого сверх 100%. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока за счет создания простого в приготовлении, однородного с низкой токсичностью безопасного состава при сохранении его технологических показателей с широким диапазоном времени гелеобразования и улучшения прочности образующегося геля. 1 табл.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ремонтно-изоляционных работ в скважине. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине содержит 40-50 мас. % каустического магнезита, 25-30 мас. % хлористого магния, 25-30 мас. %, 0,2-0,7 мас. % сверх 100% кремнефтористого натрия и 0,1-1,0 мас. % сверх 100% нитрилотриметилфосфоновой кислоты. Техническим результатом является повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет увеличения прочности магнезиального камня и расширения диапазона времени отверждения состава на основе магнезита. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах. Гелеобразующий состав содержит 1,1-4 мас.ч. полиакриламида, 0,13-0,65 мас.ч. ацетата хрома, 0,3-3,0 мас.ч. сульфата аммония и 100 мас.ч. воды. При этом полиакриламид имеет молекулярную массу 1-2,5 млн а.е.м. и анионность 3-10%. При этом в качестве воды используют пресную или минерализованную воду с хлоркальциевой минерализацией плотностью от 1000 до 1190 кг/м3. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразующего состава за счет повышения прочности геля, регулирования времени гелеобразования, всесезонности его использования из-за возможности приготовления на пластовой минерализованной воде, а также расширение технологических возможностей состава за счет применения в низкотемпературных скважинах. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Гелеобразующий состав содержит 13-19,5 мас.% силиката натрия, 1,6-2,2 мас.% сульфата аммония, 0,2-1,8 мас.% метилсиликоната натрия и вода – остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет увеличения его прочности и длительности времени гелеобразования при низкой пластовой температуре. 1 пр., 1 табл.

Изобретение оотносится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит 2,8-13,5 мас. % силиката натрия, 0,3-1,8 мас. % ацетата хрома, 0,3-0,7 мас. % кремнефтористого натрия в качестве регулятора гелеобразования и воду – остальное. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение технологических возможностей его применения за счет расширения интервала времени гелеобразования состава и удешевления его стоимости. 1 табл.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением. По первому варианту состав содержит 13,2-19,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 2,7-3,4, 1,6-2,0 мас. % соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. По второму варианту состав содержит 14,9-17,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6, 0,9-1,1 мас.% соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. Техническим результатом является повышение прочности гелеобразующего состава. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Способ изоляции водопритоков в скважину по первому варианту включает приготовление и закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из 25 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и 25-250 насыщенного кремнефтористого натрия. По второму варианту водоизоляционную композицию готовят на 25 об. ч. 0,3-0,5%-ного раствора кремнефтористого натрия и дополнительно вводят 1-5 об. ч. этилацетата и 0,1 об. ч. моющего препарата с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38%. Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет расширения диапазона времени гелеобразования водоизоляционной композиции и повышения устойчивости образующегося геля в пресных и слабоминерализованных водах. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к области испытаний материалов, в частности к устройствам и способам определения адгезии цементного камня к металлу. Сущность: осуществляют фиксацию вертикальной направляющей, установку коаксиально формы, заполнение зазора между ними цементным раствором, отверждение цементного раствора в водной среде при заданной температуре, проведение испытания с выдавливанием направляющей прессом из отвержденного цементного раствора. Направляющую изготавливают в виде конуса, а внутреннюю поверхность формы - в виде конуса, параллельного конусу направляющей, для получения по всей высоте формы одинакового кольцевого зазора между ними, заполняемого цементным раствором, причем при отверждении цементного раствора форму сверху закрывают крышкой для исключения взаимодействия раствора с водной средой и нарушения водоцементного соотношения раствора, причем водную среду подбирают исходя из скважинных условий, в которых предполагается использование цементного раствора. Устройство содержит зафиксированную вертикально на основании направляющую с установленной коаксиально формой, пространство между направляющей и формой заполнено отвержденным цементным раствором, причем направляющая выполнена с возможностью взаимодействия с прессом для выдавливания из отвердевшего цементного раствора. Направляющая выполнена в виде конуса, а внутренняя поверхность формы - в виде конуса, параллельного конусу направляющей, для получения по всей высоте формы одинакового кольцевого зазора между ними, заполняемого цементным раствором. Технический результат: снижение материальных затрат и повышение точности исследований. 2 н.п. ф-лы. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас. %: ацетоноформальдегидную смолу – 20,0-40,0, щелочной сток производства капролактама – 45,0-60,0 и 10%-ный раствор гидроксида натрия – 15,0-20,0. Для приготовления водоизоляционной композиции щелочной сток производства капролактама перемешивают с 10%-ным раствором гидроксида натрия и добавляют при перемешивании в ацетоноформальдегидную смолу. Полученную водоизоляционную композицию закачивают в скважину, после чего оставляют ее на время гелеобразования в течение 24-48 ч. Техническим результатом является повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ. 1 табл., 3 пр.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышении эффективности изоляции водопритоков за счет увеличения стойкости изолирующего геля к перепадам давления в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов. Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах включает приготовление и закачку в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида и оставление скважины на реагирование. В изолируемый интервал закачивают последовательно 5-15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH=3,5-5 и 10-25 м3 водной суспензии глинопорошка плотностью 1080-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости. По окончании закачивания необходимого количества циклов дополнительно закачивают 15 м3 водного 10-15%-ного раствора полиалюминия хлорида, закачивание производится непрерывно. При резком возрастании давления закачивание суспензии глинопорошка прекращают и далее закачивают только водный раствор полиалюминия хлорида в запланированном объеме и оставляют скважину на реагирование в течение 24-48 ч. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн. Технический результат изобретения заключается в повышении безопасности и эффективности РИР в скважине за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе. В скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. Тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: микроцемент 100, дизельное топливо 60-85, ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36, ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Техническим результатом является увеличение времени гелеобразования состава, что обеспечивает повышение эффективности и качества изоляции водопритока. Тампонажный состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ, дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.: силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100, вода 100, этилацетат 5-10, оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1, моноэтаноламин 0,8-1,2. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров. Технической задачей предложения является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах за счет образования сшитой полимерной системы с одновременным восстановлением притока нефти. Способ изоляции водопритока в скважине включает закачку в пласт первой порции гелеобразующего состава с добавкой гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0 , натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12 , вода с рН=3,4-5,6 100, раствор гипохлорита натрия 6-20. После чего закачивают вторую порцию гелеобразующего состава без гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0,натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12, вода с рН=3,4-5,6 100, составляющую 70-80% от объема первой порции, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет повышения качества ремонтных работ. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из гидрозоля диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м и раствора хлорида натрия плотностью 1012-1030 кг/м, которые смешивают на поверхности и закачивают в интервал нарушения при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) осуществляют последовательную закачку водоизоляционной композиции, буфера из пресной воды и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3 при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, пластовая минерализованная вода 100. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты. В качестве цементного раствора используют облегченный тампонажный раствор плотностью 1270-1410 кг/м3 на основе седиментационно-устойчивого тампонажного материала - СУТМ - при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: СУТМ 29,2-49,3, мел 9,8-23,4, вода - остальное, причем в качестве буферной жидкости используют технологический раствор на основе ксантанового полимера плотностью 1010-1600 кг/м3, который закачивают до и после закачки облегченного тампонажного раствора в объеме не более 30% от объема облегченного тампонажного раствора, причем для разрушения моста из облегченного тампонажного раствора в горизонтальную скважину спускают колонну НКТ с гидромониторной насадкой и осуществляют гидромониторное воздействие на мост 12%-ной ингибированной соляной кислотой с вращением и осевым перемещением колонны НКТ с устья скважины, после чего промывкой удаляют продукты реакции из горизонтальной скважины. Технический результат - осуществление герметичной установки моста в горизонтальной скважине, повышение прочности устанавливаемого моста. 3 табл.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах. Способ изоляции водопритоков в скважину включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из модифицированного жидкого стекла, 3,6-10 или 1-3,5 об.ч. этилацетата и поверхностно-активного вещества. При этом в водоизоляционной композиции в качестве модифицированного жидкого стекла при температурах выше 10°С используют 100 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и плотностью 1025-1200 кг/м3. В качестве поверхностно-активного вещества применяют 0,2 об.ч. моющего препарата с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% и температурой замерзания не выше минус 30°С. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и расширение температурного диапазона применения способов. 2 н.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента. В способе приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине, включающем перемешивание микроцемента и добавок, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг, в качестве добавок для приготовления состава используют водорастворимый полимер акриламида, сополимер виниламида и n-винилового лактама, олефинсульфонат и полиэтиленгликоль при водоцементном отношении 0,75-1,2, предварительно готовят жидкость затворения микроцемента растворением в воде при перемешивании перечисленных добавок, затем в полученную жидкость затворения добавляют микроцемент при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг 100, водорастворимый полимер акриламида 0,01-0,02, сополимер виниламида и n-винилового лактама 1,0-2,5, олефинсульфонат 0,01-1,0, полиэтиленгликоль 0,05-0,15, вода 75-120. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ изоляции водопритока в скважину включает закачку в изолируемый интервал кремнийорганического продукта. К кремнийорганическому продукту при перемешивании добавляют нефть девонскую, в качестве кремнийорганического продукта используют продукт 119-296И марки Б. Затем добавляют воду плотностью 1000-1190 кг/м3, перемешивают и закачивают состав в изолируемый интервал при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.: продукт 119-296И марки Б 100, вода плотностью 1000-1190 кг/м3 50-100, нефть девонская 10-20. Закрепляют состав закачиванием жидкого стекла. Причем между составом и жидким стеклом закачивают буфер из пресной воды. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока за счет регулирования сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования. 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня. Способ может быть использован для приготовления составов, применяемых преимущественно для закрепления водоизоляционных составов в горизонтальном стволе скважины, для временного блокирования пластов, установки опорного моста с целью зарезки бокового ствола скважины. Технический результат - повышение прочности кислоторастворимого тампонажного камня. Способ приготовления состава для получения кислоторастворимого тампонажного камня включает смешение микрокальцита с размером частиц 160-315 мкм с бездобавочным тампонажным портландцементом, добавление воздухововлекающей добавки «Аэропласт» в пресную воду и затворение смеси бездобавочного тампонажного портландцемента с микрокальцитом пресной водой с добавлением воздухововлекающей добавки «Аэропласт» при следующем соотношении компонентов: бездобавочный тампонажный портландцемент - 59,9-64,95 мас.ч.; микрокальцит - 35-40 мас.ч.; воздухововлекающая добавка «Аэропласт» - 0,05-0,1 мас.ч.; пресная вода - 50 мас.ч. 1 пр., 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине с применением кремнийорганических соединений, а также может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает приготовление и закачку в пласт смеси 100 мас.ч. кремнийорганической жидкости (КЖ) и 50-100 мас.ч. 0,5%-ного раствора полиакриламида DP9-8177 с армирующей добавкой в виде 0,1-1 мас.ч. фиброволокна. Техническим результатом является повышение изолирующей способности способа за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующей смеси, ее трещиностойкости и отсутствия усадки. 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. При осуществлении способа приготавливают раствор из цемента и пресной воды и последовательно закачивают его в скважину и продавливают в изолируемый интервал. После закачки в скважину цементного раствора в количестве 10% от суммарного объема в чанок цементировочного агрегата под струю цементного раствора дополнительно добавляют порции фиброволокна. Первая порция фиброволокна минимальной длиной 3 мм и минимальным количеством - 1 кг на 1 м цементного раствора. При незначительном повышении давления закачки добавляют вторую, третью и четвертую порции фиброволокна с длинами 6, 12, 18 мм с количеством фиброволокна в порциях от 2 до 5 кг на 1 м цементного раствора до достижении давления, соответствующего 70-90% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Прекращают закачку и продавливают цементный раствор с фиброволокном технологической жидкостью до получения предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну или на пласты. Остатки раствора вымывают обратной промывкой. Скважину закрывают и оставляют на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ. Достигается увеличение эффективности изоляции зон водопритока в скважинах за счет повышения прочности водоизолирующего состава, содержащего армирующие добавки, при одновременной экономии водоизолирующего состава и сокращении времени на проведение работ. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах. Способ ограничения водопритока в скважину включает порционную закачку в интервал изоляции состава и регулятора гелеобразования. Состав содержит гипан 100 об.ч., жидкое стекло 20-50 об.ч., полиакриламид DP9-8177 50-100 об.ч. В качестве регулятора гелеобразования применяют оксихлорид алюминия 200-300 об.ч. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет увеличения охвата воздействия из-за образования полимерной массы непосредственно в интервале изоляции, а также упрощение способа и его работоспособности в пресных водах. 2 табл.

Изобретение относится к способам предотвращения замерзания устьевой арматуры и водовода водонагнетательной скважины
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине, и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений, в том числе для герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважине
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ликвидации заколонных перетоков при ремонте скважин малого диаметра
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх