Способ обработки продуктивного пласта водоизолирующей композицией

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков в нефтяных пластах в процессе разработки и при капитальном ремонте скважин. Способ включает последовательную закачку раствора соляной кислоты, буфера из пресной воды, раствора акрилового полимера, буфера из пресной воды и продавку в пласт минерализованной водой с выдержкой скважины в покое на время гелеобразования. В раствор соляной кислоты добавляют алюмосиликатный компонент, химические реагенты берут при следующем соотношении компонентов, мас.%: алюмосиликатный компонент 4-12; соляная кислота 8-12; вода остальное. В качестве акрилового полимера используют акриловый полимер «гивпан», состоящий из полностью гидролизованного полиакрилонитрильного сырья, химические реагенты берут при следующем соотношении компонентов, мас.%: «гивпан» с содержанием 6-20% гидролизованного полиакрилнитрильного сырья 20-100; вода остальное. Между растворами кислоты и «гивпана» закачивают буфер из пресной воды такого объема, чтобы смешивание раствора «гивпана» с остальными компонентами происходило в призабойной зоне пласта, затем водоизолирующую композицию добавляют в пласт. Технический результат - увеличение эффективности водоизоляции. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков в нефтяных пластах в процессе разработки и при капитальном ремонте скважин.

Известен способ селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяные скважины, включающий закачку водорастворимых полимеров акрилового ряда [Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1998, 267 с. (с.31)]. Механизм изоляции притока пластовых вод основан на взаимодействии водорастворимых полимеров акрилового ряда с солями пластовых вод или адсорбции полимеров на водонасыщенной породе. Поэтому данный способ применим только при изоляции пластовых высокоминерализованных вод хлоркальциевого типа.

Известен способ изоляции пластовых вод в скважинах, включающий последовательную закачку в водоносную часть пласта пресной воды, гидролизованного полиакрилонитрила (гипана), снова пресной воды и продавливание их в пласт минерализованной водой плотностью 1,18 г/см3 [Юмадилов А.Ю., Изоляция пластовых вод. - М: Недра, 1976, 111 с, (С.59)].

Недостатком этого способа является низкая эффективность изоляции, обусловленная выдавливанием водорастворимого полимера из пласта. Причиной выдавливания полимера из пласта является взаимное отталкивание отрицательно заряженных поверхности породы и анионных групп макромолекулы гипана.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее нагнетание вытесняющего агента [Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды. РД 39-5765678-213-87Р, 1987]. Недостатком данного способа является его низкая эффективность из-за быстрого размыва изоляционного материала вследствие недостаточного сцепления с породой и деструкции полиакриламида.

Существует способ регулирования проницаемости неоднородного терригенного пласта [патент РФ 2128281, МКИ Е21В 43/22. Опубл. 27.03.1999], включающий двухстадийную закачку в пласт гелеобразующего кислотного раствора, продавку его в пласт водой и остановку на время гелеобразования. Недостатком его является недостаточная эффективность. Кроме того, в присутствии карбонатов этот состав образует слабый, рыхлый и проницаемый гель, что не позволяет его использовать в карбонатных пластах и в пластах с карбонатным цементирующим материалом.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению, т.е. прототипом, является способ изоляции водопритока в нефтяной скважине [Патент РФ №2186941, МКИ Е21В 33/138, Е21В 43/32, опубл. 10.08.2002], включающий обработку пласта разбавленным в соотношении 1:1 раствором соляной кислоты и разбавленным раствором гипана, последующую закачку в качестве изолирующего материала гипана и продавливание его в водоносную часть пласта минерализованной пластовой водой.

Недостатком известного способа является низкая эффективность водоизоляции, обусловленная недостаточной прочностью получаемых гелей, что ведет к сокращению времени эффекта снижения водопритока, недостаточным снижением проницаемости породы.

Технической задачей настоящего изобретения является увеличение эффективности водоизоляции как по величине уменьшения водопритока, так и продолжительности этого уменьшения, а также применение способа обработки водоизолирующей композицией продуктивных пластов, содержащих карбонаты, или чисто карбонатных пластов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки продуктивного пласта водоизолирующей композицией, включающем последовательную закачку раствора соляной кислоты, буфера из пресной воды, раствора акрилового полимера буфера из пресной воды и продавку в пласт минерализованной водой с выдержкой скважины в покое на время гелеобразования, в раствор соляной кислоты добавляют алюмосиликатный компонент, химические реагенты берут при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алюмосиликатный компонент 4-12
Соляная кислота 8-12
Вода остальное

В качестве акрилового полимера используют акриловый полимер гивпан, состоящий из полностью гидролизованного полиакрилонитрильного сырья, химические реагенты берут при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гивпан с содержанием 6-20%
гидролизованного полиакрилнитрильного сырья 20-100
Вода остальное

Между растворами кислоты и гивпана закачивают буфер из пресной воды такого объема, чтобы смешивание раствора гивпана с остальными компонентами происходило в призабойной зоне пласта, затем водоизолирующую композицию продавливают в пласт.

При необходимости закачать большой объем водоизолирующей композиции раствор полимера «гивпан» разделяют на две и более частей, затем после закачки композиции соляной кислоты и алюмосиликатного компонента в скважину закачивают последовательно первый буфер пресной воды, первую часть раствора полимера «гивпан», второй буфер пресной воды, минерализованную воду, третий буфер пресной воды, вторую часть раствора полимера «гивпан», четвертый буфер пресной воды, минерализованную воду и далее все части раствора полимера «гивпан» закачивают в аналогичной последовательности с чередованием буферов из пресной воды и минерализованной воды, затем жидкости продавливают в пласт.

В качестве алюмосиликатного компонента используются алюмосиликатсодержащие отходы производств, например цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, или саморассыпающийся шлак, или доменный шлак, или феррохромовый саморассыпающийся шлак, или шлакопортландцемент, что позволяет создавать в пласте гель [Заявка на патент РФ №96100600/03 «Гелеобразующий состав» / БИ №9 от 27.03.98. Патенты РФ №2178059, Е21В 33/13, Е21В 33/138. Гелеобразующий состав. Опубл. 10.01.2002. №2188313, Е21В 43/22, Е21В 33/138. Гелеобразующий состав. Опубл. 27.08.2002. №2188314, Е21В 43/22, Е21В 33/138. Гелеобразующий состав. Опубл. 27.08.2002. №2211914, Е21 Е21В 33/138. Гелеобразующий состав. Опубл. 10.09.2003], который кроме кислотного воздействия раствором на породу (по прототипу) увеличивает степень и качество водоизоляции как дополнительно водоизолирующий ингредиент. В качестве акрилового реагента используют реагент «гивпан», являющийся щелочным раствором полностью гидролизованного полиакрилонитрильного сырья с рН 12-14, выпускаемого ОАО «Дубитель» по ТУ 2216-001-04698227-99, с содержанием 6-20% гидролизованного полиакрилонитрильного волокна [Способ получения акрилового реагента гивпан. Патент РФ №2169754, МКИ C09K 7/02, опубл. 27.06.2001]. После закачки раствора «гивпана» может быть закачан раствор хлористого кальция для дополнительного упрочнения геля из гивпана.

Чтобы осуществить качественную водоизоляцию, задают последовательность и объемы закачки и место смешивания реагентов таким образом, чтобы смешивание кислотного раствора с добавкой алюмосиликатного компонента и водного раствора гивпана происходили в призабойной зоне пласта. Таким образом, в предлагаемом изобретении используются новые ингредиенты и последовательность действий, что дает основание утверждать о соответствии предлагаемого решения критерию «новизна».

Для снижения обводненности селективной изоляции пластов, регулирования проницаемости обводненных пропластков известно использование гелеобразующих и осадкообразующих композиций [например, патенты РФ №№2163965, 2219328, МКИ Е21В 33/138]. Однако известные способы имеют ряд значительных недостатков, основной из которых заключается в создании недостаточно плотных и непродолжительно существующих гелей. Это приводит к неполной водоизоляции и недостаточной эффективности водоизоляции.

В научно-технической и патентной литературе ранее не приводились сведения об использовании акрилового полимерного реагента «Гивпан» с полностью гидролизованным полиакрилонитрильным сырьем в своем составе при приготовлении гелеобразующих водоизолирующих составов, ранее он применялся для добавки в буровые растворы. Ранее для получения водоизолирующих композиций использовались в различных комбинациях окислы, щелочи, кислоты и изменялись концентрации ингредиентов, гипан и гивпан с частично гидролизованным полиакрилонитрильным сырьем. Частично гидролизованное полиакрилонитрильное сырье при реакции с солями щелочных многовалентных металлов создает недостаточно разветвленные полимерные структуры и, как следствие, образующийся гель (осадок) обладает недостаточными водоизолирующими свойствами. В результате взаимодействия более разветвленных макромолекул полностью гидролизованного полимера непосредственно в призабойной зоне пласта с катионами щелочных металлов, находящихся в растворе кислоты с добавкой алюмосиликатов, образуется объемный гелеобразный осадок, полимеризация которого ускоряется в присутствии соляной кислоты. Применение полимерного реагента «гивпан», содержащего полностью гидролизованное полиакрилонитрильное сырье, по сравнению с гивпаном, содержащим частично гидролизованное полиакрилонитрильное сырье, усиливает процессы гелеобразования и упрочнения образующихся составов за счет того, что полностью гидролизованное полиакрилонитрильное волокно, являющееся основой полимерного реагента «гивпан», при взаимодействии с соляной кислотой, хлоридами алюминия и кальция, получаемыми в процессе реакции цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств с соляной кислотой, которые благодаря амфотерным свойствам поливалентных катионов способны образовать пространственный гель, упрочняющийся во времени, образует плотный осадок и ускоряет гелеобразование в целом для упрочнения осадка. Вслед за полимерным реагентом «гивпаном» может быть добавлен раствор хлористого кальция.

Таким образом, сказанное выше указывает на соответствие заявляемого изобретения критерию «изобретательский уровень».

Пример 1.

Для приготовления состава №5, табл.1 делается следующее: на 100 мл раствора цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств с соляной кислотой берется 7 г цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств, 10 г соляной кислоты (в пересчете на 100 г сухого вещества) и 83 мл воды. Цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств и соляная кислота перемешивались вручную 1 минуту и затем смешивались с водой. Полученная смесь (раствор 1) перемешивалась вручную или на магнитной мешалке в течение 25 минут. Для приготовления 30 мл раствора гивпана с нужной концентрацией берется 7,6 мл 20%-ного гивпана и 22,4 мл воды. Смесь гивпана и воды (раствор 2) перемешивалась вручную или на магнитной мешалке в течение 10 мин. Затем растворы 1 и 2 смешивались с перемешиванием вручную 5 мин. Из приготовленной композиции периодически отбирались пробы, в которых определялась вязкость с помощью капиллярного вискозиметра. В качестве критерия гелеобразования была принята кинематическая вязкость 25 мм2/с.

В рассматриваемом примере время гелеобразования при температуре 20°С составило 18 часов.

При определении скорости гелеобразования при более высокой температуре (75°С) полученная проба термостатировалась.

Для приготовления водоизолирующей композиции использовались цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, который содержит окислы кремния, алюминия, калия и выпускается по ТУ 381011366-94 и ТУ 2163-003-05766557-97, соляная кислота ингибированная по ТУ 2122042-00203306-98, полимер «Гивпан», выпускаемый ОАО «Дубитель» по ТУ 2216-001-04698227-99 (с содержанием 6-20% гидролизованного полиакрилонитрильного волокна) и хлористый кальций (ГОСТ 4568-95).

Приготовленные составы водоизолирующих композиций приведены в таблицах 1 и 2. Здесь же приведены показатели прототипа. На основании данных, представленных в таблицах, можно сделать вывод о том, что заявляемый способ обработки водоизолирующей композицией, содержащей цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, соляную кислоту, воду и реагент гивпан, имеет высокую скорость гелеобразования и высокую прочность образующегося геля. Наилучшие показатели по скорости гелеобразования приведены в опытах 5-10.

Пример 2. При промышленной реализации предлагаемого изобретения получение водоизолирующей композиции и обработка продуктивного пласта проводятся следующим образом (на примере состава №9, см. табл.1, 2).

В емкости цементировочного агрегата заливается 925 л воды и в воду, при постоянном перемешивании путем круговой циркуляции, добавляют 285 кг сухого хлористого кальция; перемешивание ведут до полного растворения хлористого кальция (может быть использован готовый 20%-ный раствор хлористого кальция, привезенный с базы). Готовый 20%-ный раствор хлористого кальция перекачивают в отдельную емкость. Затем в емкости цементировочного агрегата заливается 1780 л воды и в воду добавляют 1170 л 23%-ной соляной кислоты. 180 кг цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств засыпается в бункер цементосмесительной машины. Цементировочный агрегат и цементосмесительная машина обвязываются и на приготовленном солянокислотном растворе с использованием цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств затворяется первая часть водоизолирующего состава. Полученная композиция перекачивается в мерную емкость цементировочного агрегата и путем круговой циркуляции перемешивается не менее 25 минут. Одновременно с приготовлением композиции цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств с соляной кислотой в мерные емкости второго цементировочного агрегата закачивают 260 л 20%-ного раствора «гивпан», добавляется в него 740 л технической (пресной) воды и путем круговой циркуляции перемешивается не менее 20 минут. Далее композиция цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств с соляной кислотой через насосно-компрессорные или бурильные трубы закачивается в скважину, непосредственно за первой частью закачивают буфер из 500 л технической (пресной) воды (такой объем буфера в данном конкретном случае позволяет осуществить смешивание растворов в призабойной зоне пласта), далее закачивают 6%-ный раствор «гивпана», буфер из 500 л технической (пресной) воды (такой объем буфера в данном конкретном случае позволяет осуществить смешивание растворов в призабойной зоне пласта), 1 м3 20%-ного раствора хлористого кальция и продавливают в пласт все жидкости, далее водоизолирующая композиция оставляется для ее структурирования и упрочнения геля в порах пласта.

В случае необходимости закачивать большие объемы водоизолирующего состава можно разделить все растворы на 2 и более частей и закачивать в скважину в указанной последовательности.

Таблица 1.
Время начала гелеобразования водоизолирующей композиции
№ опыта Состав Присутствие карбонатов,
мас.%
Время гелеобразования, ч
Соотношение ингредиентов гелеобразующей композиции, мас.% гивпан,
мас.%
Цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств Соляная кислота Вода при t°С
20 75
прототип 9 9 82 - - 62 5,0
прототип 9 9 82 - 10 6,0 1,7
1 6 9 85 2 10 2,9 0,25
2 6 9 85 6 10 2,7 0,2
3 6 9 85 10 10 2,5 0,16
4 6 9 85 20 10 2,1 0,12
5 7 10 83 6 10 3,8 0,6
6 7 10 83 10 10 3,2 0.5
7 7 10 83 20 10 2.8 0,4
8 8 10 82 4 10 2,5 0,3
9 8 10 82 6 10 2,2 0,25
10 8 10 82 10 10 2,0 0,2
11 9 9 82 6 - 51 3,5
12 9 9 82 6 10 4,0 1,3

Таблица 2.
Уменьшение проницаемости образца пористой среды (керна) после обработки водоизолирующей композицией.
№ опыта Состав Проницаемость карбонатсодержащего керна, мкм2 Кратность снижения kн/kк, раз
Соотношение ингредиентов гелеобразующей композиции, мас.% гивпан,
мас.%
Цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств Соляная кислота Вода
Начальная kн Конечная kк
прототип 9 9 82 - 0,236 0,112 2,1
1 6 9 85 2 0,357 0,018 19,8
2 6 9 85 6 0,413 0,011 37,5
3 6 9 85 10 0,195 0,003 65,0
4 6 9 85 20 0,363 0,009 40,3
5 7 10 83 6 0,168 0,006 28,0
6 7 10 83 10 0,292 0,012 24,3
7 7 10 83 20 0,309 0,014 22,1
8 8 10 82 4 0,318 0,005 63,6
9 8 10 82 6 0,401 0,008 50,1
10 8 10 82 10 0,267 0,004 66,7
11 9 9 82 6 0,251 0,007 35,9
12 9 9 82 6 0,387 0,010 38,7

Пример 3. Состав №9, см. табл.1, 2. В емкости цементировочного агрегата заливается 925 л воды и в воду, при постоянном перемешивании путем круговой циркуляции, добавляют 285 кг сухого хлористого кальция; перемешивание ведут до полного растворения хлористого кальция. Готовый 20%-ный раствор хлористого кальция перекачивают в отдельную емкость. В емкости цементировочного агрегата заливается 3560 л воды и в воду добавляют 2340 л 23%-ной соляной кислоты. 360 кг цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств засыпается в бункер цементосмесительной машины. Цементировочный агрегат и цементосмесительная машина обвязываются и на приготовленном солянокислотном растворе с использованием цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств затворяется первая часть водоизолирующего состава. Полученная композиция перекачивается в мерную емкость цементировочного агрегата и путем круговой циркуляции перемешивается не менее 25 минут. Одновременно с приготовлением композиции цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств с соляной кислотой в мерные емкости второго цементировочного агрегата закачивают 520 л 20%-ного раствора «гивпан», добавляется в него 1480 л технической (пресной) воды и путем круговой циркуляции перемешивается не менее 20 минут. Затем 1/2 полученного объема композиции цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств с соляной кислотой через насосно-компрессорные или бурильные трубы закачивается в скважину, непосредственно за первой частью закачивают буфер из 500 л технической (пресной) воды (такой объем буфера в данном конкретном случае позволяет осуществить смешивание растворов в призабойной зоне пласта), далее закачивают 1/2 объема 6%-ного раствора «гивпана», буфер из 500 л технической (пресной) воды (такой объем буфера в данном конкретном случае позволяет осуществить смешивание растворов в призабойной зоне пласта), 1 м3 20%-ного раствора хлористого кальция, буфер из 500 л технической (пресной) воды (такой объем буфера в данном конкретном случае позволяет осуществить смешивание растворов в призабойной зоне пласта); затем оставшуюся 1/2 полученного объема композиции цеолитного компонента для производства синтетических моющих средств с соляной кислотой, буфер из 500 л технической (пресной) воды (такой объем буфера в данном конкретном случае позволяет осуществить смешивание растворов в призабойной зоне пласта), оставшуюся 1/2 объема 6%-ного раствора «гивпана», буфер из 500 л технической (пресной) воды (такой объем буфера в данном конкретном случае позволяет осуществить смешивание растворов в призабойной зоне пласта), 1 м3 20%-ного раствора хлористого кальция и продавливают в пласт все жидкости, далее водоизолирующая композиция оставляется для ее структурирования и упрочнения геля в порах пласта.

Таким образом, приведенные примеры реализации изобретения показывают его соответствие критерию «промышленная применимость».

1. Способ обработки продуктивного пласта водоизолирующей композицией, включающий последовательную закачку раствора соляной кислоты, буфера из пресной воды, раствора акрилового полимера, буфера из пресной воды и продавку в пласт минерализованной водой с выдержкой скважины в покое на время гелеобразования, отличающийся тем, что в раствор соляной кислоты добавляют алюмосиликатный компонент, химические реагенты берут при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Алюмосиликатный компонент 4-12
Соляная кислота 8-12
Вода Остальное

в качестве акрилового полимера используют акриловый полимер «гивпан», состоящий из полностью гидролизованного полиакрилнитрильного сырья, химические реагенты берут при следующем соотношении компонентов, мас.%:
«Гивпан» с содержанием 6-20% гидролизованного
полиакрилнитрильного сырья 20-100
Вода Остальное

между растворами кислоты и «гивпана» закачивают буфер из пресной воды такого объема, чтобы смешивание раствора «гивпана» с остальными компонентами происходило в призабойной зоне пласта, затем водоизолирующую композицию продавливают в пласт.

2. Способ обработки продуктивного пласта водоизолирующей композицией по п.1, отличающийся тем, что раствор полимера «гивпан» разделяют на две и более частей, затем после закачки композиции соляной кислоты и алюмосиликатного компонента в скважину закачивают последовательно первый буфер пресной воды, первую часть раствора полимера «гивпан», второй буфер пресной воды, раствор хлористого кальция с 20%-ной концентрацией, третий буфер пресной воды, вторую часть раствора полимера «гивпан», четвертый буфер пресной воды, раствор хлористого кальция с 20%-ной концентрацией и далее все части полимера «гивпан» закачивают в аналогичной последовательности с чередованием буферов из пресной воды и раствора хлористого кальция, затем жидкости продавливают в пласт.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при разработке газового, газоконденсатного месторождения для оперативного контроля и коррекции параметров процесса добычи пластового флюида.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при разработке газового, газоконденсатного месторождения для оперативного контроля и коррекции параметров процесса добычи пластового флюида.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления тампонажной композиции в скважине с целью проведения ремонтно-изоляционных работ, включает спуск в эксплуатационную колонну перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах, последовательное закачивание в насосно-компрессорные трубы структурообразующего реагента, подушки буферной жидкости и структурообразователя и последующее смешивание структурообразующего реагента со структурообразователем при подъеме перфорированного патрубка на насосно-компрессорных трубах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для переоборудования устья нефтяных и газовых скважин в случаях, когда их обсадные колонны расположены эксцентрично относительно вертикальной оси скважины.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при разработке газового, газоконденсатного месторождения для оперативного контроля и коррекции параметров процесса добычи пластового флюида.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обеспечения режима бесперебойной работы нефтяных или нефтегазовых скважин, характеризующихся затрубными проявлениями газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к механическим пакерам, используемым при эксплуатации нефтяных скважин электроцентробежными насосами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию для герметизации устья скважин и, более конкретно, к вращающемуся противовыбросовому превентору

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам защиты обсадной колонны от высокого давления

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к изоляции водопроявляющих или поглощающих пластов, преимущественно, когда в пластовой жидкости присутствует растворенный сероводород
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважин

Изобретение относится к области горного дела, а именно к цементированию нефтяных и газовых скважин в условиях умеренных и повышенных температур

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обеспечения режима бесперебойной работы скважин, например нефтяных, или нефтегазовых, или нефтегазоконденсатных и пр., характеризующихся затрубными проявлениями газа

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и предназначено для вторичного вскрытия продуктивных пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для изоляции притока пластовых вод скважин сероводородсодержащих месторождений
Наверх