Основа утяжеленного тампонажного раствора, применяемого преимущественно в трещиноватых карбонатных коллекторах

Изобретение относится к области строительства скважин. Технический результат заключается в повышении качества тампонажного раствора и формируемого из него камня за счет придания раствору показателя фильтрации на уровне фильтрации буровых растворов, полного исключения в нем суффозионных процессов, придания структурно-реологических показателей, обеспечивающих высокую подвижность раствора в момент закачки его в скважину и быстрый набор структурно-реологических свойств в состоянии покоя в момент установки тампонажного раствора в интервал цементирования, сокращения периода времени между "зависанием" раствора и его схватыванием, при одновременном обеспечении устойчивости цементного камня к ударным нагрузкам и трещиноватости. Основа утяжеленного тампонажного раствора, применяемого в основном в трещиноватых карбонатных коллекторах, содержащая базовую смесь из тампонажного портландцемента с утяжелителем и регуляторы технологических свойств, дополнительно содержит кольматирующую добавку, фракционный состав которой выбран в соответствии с критерием Абрамса для зоны аномально высокого пластового давления, а в качестве утяжелителя основа содержит барит, или гематит, или магнетит, или ильменит, или железорудный концентрат, или их смесь, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: базовая смесь, состоящая из тампонажного портландцемента 35-70 и указанного утяжелителя 30-65; указанная кольматирующая добавка 1,0-20,0 от базовой смеси; регуляторы технологических свойств 0,1-20,0 от базовой смеси. В качестве кольматирующей добавки указанная основа может содержать хризотил-асбест, вермикулит или стекловолокно, в качестве регулятора технологических свойств - водоудерживающую добавку в количестве 0,1-1% от массы базовой смеси или пластифицирующую добавку в количестве 0,1-1% от массы базовой смеси, или пеногаситель в количестве 0,1-0,2% от массы базовой смеси, или ускоритель сроков схватывания в количестве 0,1-5,0% от массы базовой смеси, или замедлитель сроков схватывания в количестве 10-20% от массы базовой смеси или расширяющую добавку в количестве 0,1-18% от массы базовой смеси. 7 з.п. ф-лы, 4 табл.

 

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Из уровня техники известны ряд основ для тампонажного раствора, например основа, содержащая тампонажный портландцемент, утяжелитель-барит и золу-унос ГРЭС (Патент РФ №2161695, Кл. Е 21В 33/138 от 1998 г.), или основа, содержащая тампонажный портландцемент, утяжелитель - железнорудный концентрат и стабилизатор ацетально-спиртовой (Патент РФ №2169252, Кл. Е 21В 33/138, от 1999 г.). Недостатком указанных основ является то, что они имеют высокую фильтрацию и короткое время загустевания, не позволяющее гарантировать безаварийность процесса закачки в скважину цемента, приготовленного на указанной основе.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является основа для тампонажного раствора, содержащая базовую смесь из тампонажного портландцемента с утяжелителем - Макбаром, и регуляторы технологических свойств, при следующем их соотношении, мас.%:

Указанный портландцемент25-4
Макбар60-75
Регуляторы технологических свойств0-4% от веса
портландцемента

(Патент РФ №2194844, Кл. Е 21 В 33/138 от 2001 г.).

Недостатком известной основы является то, что:

- утяжеленный тампонажный раствор на этой известной основе является недостаточно эффективным при изоляции трещиноватых карбонатных коллекторов вследствие его низкой кольматирующей способности;

- утяжеленный тампонажный раствор на этой основе обладает низкой растекаемостью, что не может обеспечить его хорошую прокачиваемость;

- его показатель фильтрации в условиях умеренных и повышенных температур недостаточно низок и сопоставим в этих условиях с показателем фильтрации чистого цемента, который составляет 600 см3 при ΔР=0,7 МПа, что не обеспечит успешного цементирования;

- в тампонажном растворе, приготовленном на этой основе, присутствуют суффозионные процессы, что может привести к фазовому расслоению тампонажного состав;

- реагенты для регулирования свойств, входящие в состав известной основы, не являются температуростабильными, поэтому не могут обеспечить снижения фильтрации тампонажного раствора в условиях умеренных и повышенных температур;

- добавки, входящие в состав основы, вызывают вспенивание цементного раствора при затворении, что снижает истинную плотность тампонажного раствора и вызывает сложности при его откачке.

Техническая задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в повышении качества тампонажного раствора, приготовленного на заявляемой основе, и формируемого из него камня, за счет придания раствору показателя фильтрации на уровне фильтрации буровых растворов, полного исключения в нем суффозионных процессов, придания структурно-реологических показателей, обеспечивающих высокую подвижность раствора в момент закачки его в скважину и быстрый набор структурно-реологических свойств в состоянии покоя в момент установки тампонажного раствора в интервал цементирования, сокращения периода времени между «зависанием» раствора и его схватыванием, при одновременном обеспечении устойчивости цементного камня к ударным нагрузкам и трещиноватости.

Указанная техническая задача обеспечивается основой утяжеленного тампонажного раствора, применяемого, преимущественно, в трещиноватых карбонатных коллекторах, содержащей базовую смесь из тампонажного портландцемента с утяжелителем и регуляторы технологических свойств, при этом новым является то, что основа дополнительно содержит кольматирующую добавку, фракционный состав которой выбран в соответствии с критерием Абрамса для зоны аномально высокого пластового давления, а в качестве утяжелителя основа содержит барит, или гематит, или магнетит, или ильменит, или железорудный концентрат, или их смесь, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

базовая смесь, состоящая из:
тампонажного портландцемента35-70
указанного утяжелителя30-65
кольматирующая добавка, фракционный состав
которой выбран в соответствии с критерием
Абрамса для зоны аномально высокого
пластового давления1,0-20,0
от базовой смеси
регуляторы технологических свойств0,1-20,0
от базовой смеси

При этом в качестве кольматирующей добавки основа может преимущественно содержать хризотил-асбест, вермикулит или стекловолокно.

В качестве регулятора технологических свойств основа содержит водоудерживающую добавку: оксиэтилцеллюлозу, карбоксиметилцеллюлозу, полианионную целлюлозу, метилцеллюлозу, метилоксиэтилцеллюлозу или латекс в количестве 0,1-1% от массы базовой смеси; в качестве пластифицирующей добавки она содержит лигносульфонаты, нафталин, меламинсодержащие смолы, нитрилотриметилфосфоновую кислоту или полиэфиркарбоксилат в количестве 0,1-1% от базовой смеси; в качестве пеногасителя - модифицированный кремнеорганический реагент или смесь жидких углеводородов и полигликолей на аморфной кремниевой кислоте в количестве 0,1-0,2% от базовой смеси; в качестве ускорителя сроков схватывания она содержит хлорид кальция, хлорид натрия, кремнеорганическую добавку, триэтаноламин, оксихлорид алюминия, аморфную окись алюминия, гипс или глиноземистый цемент в количестве 0,1-5,0% от веса базовой смеси; в качестве замедлителя сроков схватывания она содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту, полиэфиркарбоксилат или модифицированные лигносульфонаты в количестве 10-20% от базовой смеси; в качестве расширяющей добавки она содержит оксид кальция, оксид магния или гипс в количестве 0,1-18% от базовой смеси.

Достижение указанного технического результата обеспечивается благодаря следующему.

За счет ввода в тампонажный состав кольматирующей добавки, фракционный состав которой подбирается в соответствии с критерием Абрамса для зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), происходит закупоривание трещин, что способствует изоляции пластовых флюидов и предотвращает уход тампонажного раствора в трещины. Условные диаметры частиц твердой фазы, в соответствии с критерием Абрамса, должны изменяться от 1/3 до 1/10 диаметра поровых каналов кольматируемых пород. При этом сначала устанавливают величину поровых каналов и трещин в зоне кольматации и в зависимости от их размера подбирается фракционный состав кольматирующей добавки, размеры частиц которой должны составлять от 1/3 до 1/10 диаметра поровых каналов. Кроме того, как неожиданно оказалось, кольматирующая добавка, не ухудшая технологических свойств тампонажного раствора, улучшает физико-механические свойства тампонажного камня, придавая ему упругие свойства, повышает его устойчивость к растрескиванию под действием ударных нагрузок.

Добавка в заявляемую основу комплекса регуляторов технологических свойств, а именно водоудерживающего и пластифицирующего реагентов, обеспечивает снижение фильтрации тампонажного раствора, приготовленного на предлагаемой основе, до минимальных значений, позволяет исключить водоотделение и при этом сохранить, а возможно даже увеличить подвижность тампонажного раствора. Кроме того, наблюдается синергетический эффект, в результате которого при совместном вводе указанных регуляторов в заявленном соотношении всех компонентов происходит дополнительное снижение фильтрации приготовленных тампонажных растворов вплоть до получения показателей, сопоставимых с фильтрацией буровых растворов.

При приготовлении предлагаемой основы для утяжеленного тампонажного раствора были использованы следующие вещества:

- тампонажный портландцемент ГОСТ 1581-96;

- утяжелители:

- барит ТУ 39-147009-047-90;

- гематит - Fe2О3- минерал железных руд, плотность 4,15-4,4 г/см3;

- магнетит - FeO·Fe2О3 - минерал железных руд, плотностью 4,2-4,35 г/см3;

- ильменит ТУ 39-035-74;

- железорудный концентрат - железная руда, содержащая в своем составе смесь минералов плотностью 4,1-4,5 г/см3;

- их смесь в соотношении:

- 90% барит:10% ильменит;

- 80% барит:20% железорудный концентрат;

- 80% гематит:20% железорудный концентрат;

- 40% барит:30% гематит:30% железорудный концентрат;

- 50% барит:50% гематит;

- кольматирующая добавка, фракционный состав которой выбран в соответствии с критерием Абрамса для зоны аномально высокого пластового давления:

- хризотил-асбест ТУ 5721-01-0281476-2000

- вермикулит ТУ 125885-67

- стекловолокно рубленое ТУ 5952-05763895-061-98

- регуляторы технологических свойств:

- водоудерживающая добавка:

- оксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза, полианионная целлюлоза, метилцеллюлоза, метилоксиэтилцеллюлоза - полиэфиры целлюлозы с пластической вязкостью 1%-го раствора полимера 30-55 мПа·с - ТУ 2231-009-40912231-2003;

- латекс-анионная водная дисперсия стирол-бутадиенового сополимера с очень мелкими размерами частиц ГОСТ 15080-77;

- пластифицирующая добавка:

- лигносульфонаты - ТУ 84-229-76, ТУ 39-01-08-274-77; ТУ 54-028-002-79580-97

- нафталин, меламинсодержащие смолы - полианионные ПАВ - водоредуцирующая добавка по ГОСТ 24211-91 относится к группе суперпластифицирующих - ТУ 2223-011-40912231-2003;

- полиэфиркарбоксилаты - поликарбоновые эфиры водоредуцирующая добавка по степени пластификации по ГОСТ 24211-91 относится к группе суперпластифицирующих;

- нитрилотриметилфосфоновая кислота - ТУ 6-09-5283-86;

- пеногаситель:

- модифицированный кремнеорганический реагент - ТУ 2228-010-40912231-2003

- смесь жидких углеводородов и полигликолей на аморфной кремниевой кислоте - Агитан Р801, Агитан Р803;

- ускорители сроков схватывания:

- хлорид кальция - ГОСТ 450-79;

- хлорид натрия - ТУ 2152-067-00209527-98

- кремнеорганическая добавка - этилсиликат-конденсат ТУ 6-02-06-67-86, этилсиликат-40 ГОСТ 26371-84;

- триэтаноламин

- оксихлорид алюминия - гамма форма МРТУ 6-09-3200-66

- аморфная окись алюминия - «ЭКСЦЕМ СА» - ТУ 2123-020-53501222-2001

- гипс - ГОСТ 125-79

- глиноземистый цемент - ГОСТ969-77;

- расширяющая добавка:

- оксид кальция - ТУ 6-1819774

- оксид магния - ГОСТ 1216-86.

Предлагаемая основа утяжеленного тампонажного раствора может изготовляться в заводских условиях или путем тщательного перемешивания смеси ингредиентов в специальных установках, предназначенных для изготовления сухих смесей, или путем многократной перетарки смесителей (не менее 3-х раз) в полевых промысловых условиях. Регуляторы технологических свойств в зависимости от конкретных геолого-технических условий могут добавляться в сухую основу, или в жидкость затворения, или в тампонажный раствор через гидроворонку в осреднительную емкость с перемешивающим устройством.

Характеристики приготовленного на заявляемой основе утяжеленного тампонажного раствора на соответствие ГОСТ 1581-96 определялись в соответствии с методами испытаний по ГОСТ 26798.1-96, ГОСТ 26798.2-96. Растекаемость определялась по конусу АзНИИ, плотность - пикнометром, коэффициент водоотделения в мерном цилиндре, сроки схватывания иглой Вика, время загустевания на консистометре КЦ-3, пределы прочности тампонажного камня на изгиб на испытательной машине МИИ-100 и автоматизированном прессе на сжатие фирмы OFITE. Определение характеристик, приготовленных на заявляемой основе тампонажных растворов, для условий умеренных температур производилось при 90°С и атмосферном давлении. Для условий АВПД при температуре 120°С и 60 МПа.

Показатели тампонажных растворов, не регламентируемые ГОСТом, определяются в соответствии с международным стандартом API 10A.

Фильтрация тампонажных растворов определялась на фильтр-прессе фирмы Бароид при нормальных температурах и на фильтр-прессе OFITE при умеренной и повышенной температуре (90 и 120°С) при перепаде давлений 0,7, 3,5, 7,0 МПа. Время загустевания при температуре 90 и 120°С при давлении 60 МПа определялось на консистометре OFITE НТНР. Выдержка цементного камня перед испытанием прочностных характеристик производилась в камере OFITE хранения образцов при 90 и 120°С. Испытание прочностных характеристик производилось на прессе OFITE. Проницаемость тампонажного камня определялась на пермиометре OFITE.

Данные о количественном соотношении ингредиентов в базовой смеси приведены в таблице 1.

Данные о свойствах тампонажных растворов, приготовленных на базовой смеси, приведены в таблице 2.

Данные об ингредиентном составе предлагаемой и известной по прототипу основах, используемых для приготовления тампонажных растворов, приведены в таблице 3.

Данные о свойствах тампонажных растворов, приготовленных на предлагаемой и известной по прототипу основах, представлены в таблице 4.

Данные, приведенные в таблицах 1-4, показывают, что тампонажные растворы, приготовленные на заявляемой основе, имеют следующие преимущества перед тампонажными растворами, приготовленными на известной по прототипу основе:

- даже в сложных термобарических условиях тампонажные растворы, приготовленные на предлагаемой основе, характеризуются показателем фильтрации на уровне фильтрации буровых растворов (5-60 см3, таблица 4), в то время как у известного тампонажного раствора фильтрация в аналогичных термобарических условиях равна 120 см3;

- также они характеризуются даже в сложных термобарических условиях полным исключением суффозионных процессов (водоотстой О мм, таблица 4), в то время как в известном тампонажном растворе они присутствуют и водоотстой составляет 0,25-0,5 мл, что в промысловых условиях не гарантирует качественную изоляцию;

- тампонажный раствор, приготовленный на заявляемой основе, имеет структурно-реологические показатели, обеспечивающие высокую подвижность раствора в момент закачки его в скважину (растекаемость после часа перемешивания 190-260 мм) и быстрый набор структурно-реологических свойств (таблица 4) в состоянии покоя в момент установки тампонажного раствора в интервал цементирования, в то время как прототип в момент затворения имеет растекаемость 180-200 мм, а после часа перемешивания 160-180 мм;

- тампонажный раствор, приготовленный на заявляемой основе, имеет безопасное время загустевания (от 2-10 до 7-25 ч, таблица 4) в условиях АВПД, что позволяет производить безаварийное цементирование как обычных, так и глубоких скважин, в то время как у прототипа это время составляет от 40 мин до 2 ч 55 мин, что не может гарантировать безаварийности процесса цементирования в условиях АВПД;

- тампонажный раствор, приготовленный на заявляемой основе, характеризуется малым периодом времени между «зависанием» раствора и его схватыванием (не более 1 часа), в то время как у известного тампонажного раствора этот период времени составляет 2 и более часов;

- образующийся из тампонажного раствора, приготовленного на заявляемой основе, цементный камень является устойчивым как к трещиноватости, так и к ударным нагрузкам, так как за счет введения в основу кольматирующей добавки прочность цемента на сжатие увеличивается, в то время как цементный камень, образующийся из известного тампонажного раствора, имеет меньшую прочность на сжатие на 15 - 258% (таблица 4).

Благодаря указанным преимуществам тампонажный раствор, приготовленный на заявляемой основе, позволяет более качественно проводить цементаж и изоляционные работы, особенно в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов.

Таблица 1

Данные о количественном соотношении ингредиентов в базовой смеси
№ базовой смесиСодержание ингредиентов, мас %
Тампонажный портландцементУтяжелитель
ЦТТ

У-1-160
ЦТТ

У-2-160
ПЦТ-I-G-СС-1баритгематитильменитжелезорудный концентрат
I.--5050---
II.--50-50--
III.--60-40--
IV.--50--50-
V.--50---50
VI.--5045-5-
VII.--5040--10
VIII.--50-40-10
IX.--502015-15
X.-502525--
XI.100------
XII.-100-----
XIII.-50--4010-
XIV.50--45-5-

Таблица 2

Данные о свойствах тампонажных

растворов, приготовленных на базовой смеси
№ базовой смеси из табл. 1Т,

+°С
В/ТРастекаемость, (+22°С)

мм
Плотность, (+22°С) г/см3Водо-отделение, см3Сроки схватывания, ч-минПредел прочности при хранении в пресной воде через сутки, МПа
началоконецпри изгибена сжатие
I.900,42802,055-156-002,87,0
II.900,352302,15103-103-503,48,0
III.900,42752,103-203-554,710,1
IV.900,352902,10284-405-403,17,4
V.900,42902,04272-303-103,86,7
VI.900,42702,0383-053-502,34,9
VII.900,42702,0363-103-552,65,4
VIII.900,352352,15103-204-053,36,5
IX.900,42702,03133-204-252,85,3
X.900,42602,0793-204-151,94,8
XI.900,351602,074,54-406-002,75,5
XII.900,351852,155,04-506-101,75,2
Примечание: 1. В/Т - водотвердое отношение

2. Тампонажные растворы готовили путем затворения базовой смеси на жидкости затворения - технической воде.

1. Основа утяжеленного тампонажного раствора, применяемого преимущественно в трещиноватых карбонатных коллекторах, содержащая базовую смесь из тампонажного портландцемента с утяжелителем и регуляторы технологических свойств, отличающаяся тем, что основа дополнительно содержит кольматирующую добавку, фракционный состав которой выбран в соответствии с критерием Абрамса для зоны аномально высокого пластового давления, а в качестве утяжелителя основа содержит барит, или гематит, или магнетит, или ильменит, или железорудный концентрат, или их смесь, при следующем соотношении ингредиентов: базовая смесь, состоящая из: тампонажного портландцемента 35-70 мас.%, указанного утяжелителя 30-65 мас.%, кольматирующая добавка, фракционный состав которой выбран в соответствии с критерием Абрамса для зоны аномально высокого пластового давления 1,0-20,0 мас.%

от базовой смеси, регуляторы технологических свойств 0,1-20,0 мас.%

от базовой смеси.

2. Основа по п.1, отличающаяся тем, что в качестве кольматирующей добавки она содержит хризотил-асбест, вермикулит или стекловолокно.

3. Основа по п.1, отличающаяся тем, что в качестве регулятора технологических свойств она содержит водоудерживающую добавку: оксиэтилцеллюлозу, карбоксиметилцеллюлозу, полианионную целлюлозу, метилцеллюлозу, метилоксиэтилцеллюлозу, латекс, в количестве 0,1-1% от массы базовой смеси.

4. Основа по п.1, отличающаяся тем, что в качестве регулятора технологических свойств она содержит пластифицирующую добавку: лигносульфонаты, нафталин, меламинсодержащие смолы, нитрилотриметилфосфоновую кислоту или полиэфиркарбоксилат в количестве 0,1-1% от массы базовой смеси.

5. Основа по п.1, отличающаяся тем, что в качестве регулятора технологических свойств она содержит пеногаситель: модифицированный кремнеорганический реагент или смесь жидких углеводородов и полигликолей на аморфной кремниевой кислоте в количестве 0,1 - 0,2% от массы базовой смеси.

6. Основа по п.1, отличающаяся тем, что в качестве регулятора технологических свойств она содержит ускоритель сроков схватывания:

хлорид калия, хлорид натрия, кремнеорганическая добавка, триэтаноламин, оксихлорид алюминия, аморфная окись алюминия, гипс или глиноземистый цемент в количестве 0,1-5,0% от массы базовой смеси.

7. Основа по п.1, отличающаяся тем, что в качестве регулятора технологических свойств она содержит замедлитель сроков схватывания: нитрилотриметилфосфоновую кислоту, полиэфиркарбоксилат или модифицированные лигносульфонаты в количестве 10-20% от массы базовой смеси.

8. Основа по п.1, отличающаяся тем, что в качестве регулятора технологических свойств она содержит расширяющую добавку: оксид кальция, оксид магния или гипс в количестве 0,1-18% от массы базовой смеси.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к технологии вскрытия бурением пласта с интенсивным и катастрофическим поглощением бурового раствора.
Изобретение относится к геотехнологическим способам добычи полезных ископаемых, в частности к способам извлечения нефти из неустойчивых или слабосцементированных коллекторов.
Изобретение относится к геотехнологическим способам добычи полезных ископаемых, в частности к способам извлечения нефти из неустойчивых или слабосцементированных коллекторов.

Изобретение относится к способу ограничения водопритока в скважину, обеспечивающему блокирование водонасыщенных интервалов пласта и может найти применение в нефтяной и газовой промышленности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано в процессе крепления пологих и горизонтальных скважин. .
Изобретение относится к области производства строительных материалов, в частности тампонажных цементов, предназначенных для цементирования нефтяных, газовых и геотермальных скважин, с целью изоляции их от проникновения воды и водных растворов.

Изобретение относится к способу получения микрогелей регулируемого размера, которые могут использоваться в нефтяной и газовых скважинах для предупреждения притока воды.
Изобретение относится к геотехнологическим способам добычи полезных ископаемых, в частности к заканчиванию и ремонту нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и направлено на создание облегченного тампонажного раствора и тампонажного раствора с высокими изолирующими свойствами в продуктивной зоне пласта, а также способа цементирования скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и используется в процессе крепления нефтяных и газовых скважин при приготовлении тампонажных растворов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах

Изобретение относится к области нефтедобычи, а также к области строительства, в частности к составу для снижения фильтрационной способности пористых сред, блокирования и ограничения водопритоков через пористые среды, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для изоляции водопритоков в скважину и выравнивания ее профилей приемистости, а также в строительстве для ограничения фильтрации воды в/через строительные конструкции, среды, строительные системы, выполненные из пористого материала
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для устранения миграции флюидов в каналах крепи скважин, находящихся в эксплуатации, при простое, консервации

Изобретение относится к изоляционным работам при бурении и эксплуатации нефтяных, нагнетательных и газовых скважин

Изобретение относится к тампонажным растворам

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи, вследствие чего повышается нефтеотдача

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проведению работ по разобщению пластов при креплении скважин обсадными колоннами с переменным температурным режимом при строительстве, эксплуатации и капитальном ремонте скважин подземного хранения газа, а также для других изоляционных и блокирующих процессов

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и касается составов тампонажных материалов, используемых при цементировании обсадных колонн в условиях многолетних мерзлых пород
Наверх