Утяжеленный буровой раствор



Утяжеленный буровой раствор
Утяжеленный буровой раствор

 


Владельцы патента RU 2410405:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный университет" (АГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к утяжеленным буровым растворам, используемым при бурении скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений. Утяжеленный буровой раствор содержит, мас.%: опоку 5-10, реагент-стабилизатор -карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-900 0,2-0,3, хлорид кальция 2,0-4,0, флотореагент Т-80 1,1-3,5, гидроксид калия 0,08-0,15, смазочную добавку СМАД 0,3-0,5, унифлок 0,001-0,004, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М 3,2-7,1, барит 15-50, воду остальное. Технический результат - повышение эффективности бурения. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к утяжеленным буровым растворам (УБР), используемым при бурении скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД).

Анализ существующего уровня техники показал следующее.

Известен буровой раствор, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

Глина 5,0-30,0
Реагент-стабилизатор 1,0-2,0
Электролит 1,0-11,0
Утяжелитель-барит 1,0-47,9
Отход стадии переработки
масляного слоя синтеза диметилдиоксана
при производстве каучука 1,0-10,0
Вода Остальное

(А.с. СССР №673653 от 20.06.1975, кл. С09К 7/04, опубл. БИ. №26, 1979).

Недостатком указанного УБР является невысокая эффективность бурения скважин в условиях АВПД. Это обусловлено низкой седиментационной устойчивостью бурового раствора из-за разбавления водой для придания раствору требуемых структурно-механических свойств. Разбавление водой приводит к снижению вязкости и статического напряжения сдвига (СНС)-бурового раствора, а с повышением его плотности - к значительному уменьшению седиментационной устойчивости, т.е. неспособности раствора удерживать твердую фазу (глину, барит) во взвешенном состоянии и обеспечивать постоянство объемного содержания твердой фазы в растворе. Происходит отстой раствора, то есть появление над поверхностью раствора осветленной водной фазы. При этом плотность осажденной части раствора становится выше определяемой содержащимися в нем ингредиентами при условии их равномерного распределения по всему объему раствора. Высокое объемное содержание твердой фазы в буровом растворе и повышение его плотности вызывают снижение скорости проходки, так как при этом повышается давление, удерживающее шлам на забое в статических условиях.

Невозможность формирования тонкой фильтрационной корки обусловлена ингредиентным составом бурового раствора, несоответствием содержания реагента-стабилизатора и твердой фазы-барита, а также отсутствием структурообразователя полимерного типа. Образующаяся при фильтрации бурового раствора рыхлая толстая фильтрационная корка является определяющим фактором возникновения осложнений, связанных с уменьшением диаметра ствола, чрезмерным вращающим моментом, затяжками и прихватом бурильной колонны под действием перепада давления.

Повышенная водоотдача бурового раствора способствует проникновению его фильтрата в потенциально продуктивные горизонты, взаимодействию фильтрата с минеральными солями пластовых вод, что вызывает ухудшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

Высокие значения коэффициента нелинейности бурового раствора, определяющие его недостаточную удерживающую и транспортирующую способности, обусловлены низкими значениями показателей как пластической вязкости, так и динамического напряжения сдвига. Данный буровой раствор с высоким содержанием твердой фазы не обладает свойствами, присущими псевдопластичным жидкостям с пониженным коэффициентом нелинейности.

В качестве прототипа нами взят УБР, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

Глина 5-10
КМЦ-900 0,2-0,3
Хлористый калий 3-53
Унифлок или праестол 0,001-0,004
ДСБ-4ТТП 0,3-0,5
Гидроксид калия 0,2-0,3
КССБ-2М 0,2-0,3
Барит 30-65
Вода Остальное

(патент РФ №2235751 от 07.02.2003, кл. С09К 7/02, опубл. ОБ №25, 2004).

Недостатком указанного УБР является невысокая эффективность бурения скважин в условиях АВПД. Это обусловлено низкой седиментационной устойчивостью УБР, что связано с недостаточным количеством КМЦ-900 на единицу массы утяжелителя-барита, которое не компенсирует даже повышенное содержание глины (5-10 мас.%) в составе раствора. Невысокая седиментационная устойчивость УБР обусловлена также пониженным содержанием в его составе добавки ДСБ-4ТТП, жирные кислоты которой при взаимодействии с гидроксидом калия и КССБ могут образовывать мыла и высокомолекулярные соединения (ВМС). Непостоянство объемного содержания твердой фазы в растворе за счет его седиментационной неустойчивости приводит к образованию столба бурового раствора с повышенной (от расчетной) плотностью, и давление, развиваемое этим столбом, снижает скорость проходки за счет удержания шлама, образуемого долотом, на забое скважины.

Повышенная водоотдача УБР обусловлена его низкими реологическими свойствами, определяемыми ингредиентным составом, в котором отсутствуют реагенты, способные к взаимодействию между собой с образованием комплексных соединений или ВМС разветвленной структуры, удерживающей воду. Кроме того, эффективность КМЦ-900 в составе УБР как понизителя водоотдачи снижается из-за больших количеств хлористого калия, присутствующего в УБР. Таким образом, повышенная водоотдача УБР способствует проникновению его фильтрата с содержащимися в нем водорастворимыми реагентами в пласт, взаимодействию этих реагентов с пластовой водой и минералами породы пласта, что приводит к кольматации порового пространства продуктивного пласта продуктами реакций и уменьшению в результате этого его фильтрационно-емкостных свойств.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, заключается в повышении эффективности бурения скважин в условиях АВПД за счет использования УБР с технологическими свойствами, улучшенными путем:

- увеличения седиментационной устойчивости, обеспечивающей постоянство объемного содержания твердой фазы в растворе, обусловливающее повышенную скорость проходки;

- формирования тонкой фильтрационной корки, предотвращающей прихват бурильной колонны под действием перепада давления;

- снижения водоотдачи, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта;

- уменьшения коэффициента нелинейности, обеспечивающего повышенные удерживающую и транспортирующую способности раствора.

Технический результат достигается составом УБР, содержащего реагент-стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-900, минеральную соль, гидроксид калия, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, смазочную добавку, унифлок, барит, воду, отличающегося тем, что содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция, в качестве смазочной добавки - СМАД и дополнительно опоку и флотореагент Т-80 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Опока 5-10
Карбоксиметилцеллюлоза КМЦ-900 0,2-0,3
Хлорид кальция 2,0-4,0
Флотореагент Т-80 1,1-3,5
Гидроксид калия 0,08-0,15
Смазочная добавка СМАД 0,3-0,5
Унифлок 0,001-0,004
КССБ-2М 3,2-7,1
Барит 15-50
Вода Остальное

Заявляемый состав соответствует условию "новизна".

Используют опоку с удельной поверхностью 130,83 м2/ г. Используют КМЦ-900 по ТУ 6-55-221-1453-96, представляющую собой белый или желтовато-белый мелкозернистый или волокнистый материал; хлорид кальция - по ГОСТ 4460-77; флотореагент Т-80 - по ТУ 38-103429-80, представляющий собой прозрачную, нерасслаивающуюся жидкость от желтого до коричневого цвета; гидроксид калия - по ГОСТ 24363-80; КССБ-2М - по ТУ 39-094-75, представляющий собой порошок светло-коричневого цвета; барит марки КБ-3 - по ГОСТ 4682-84; смазочную добавку СМАД, представляющую собой вязкую жидкость от темно-коричневого до черного цвета (Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселов Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984, - 317 с.).

Предлагаемый УБР имеет повышенную седиментационную устойчивость, что обусловлено как составом жидкой фазы, в которой распределяются твердые частицы опоки и барита, так и характером опоки.

Опока - осадочная кремнистая горная порода, содержащая в основном (до 90%) мелкозернистый аморфный водный кремнезем, примеси глинистого вещества (монтмориллонит), карбонаты, кремневые органические остатки, кварц, полевой шпат, вулканическое стекло и т.д. Опока чаще всего представляет собой твердую породу с полураковистым изломом, реже встречаются мягкие разновидности. По минеральному и химическому составу опока близка к трепелу, отличаясь от него большой плотностью. И тот, и другой минерал образованы в результате глубокого изменения органогенного кремнистого минерала (диатомитов, губковой биомассы и др.). Опока и трепел почти не содержат остатков организмов.

Применение предлагаемого УБР экономически очень выгодно, так как позволяет облегчить и ускорить приготовление буровых растворов, а также регулирование их свойств. Обладая высокой обменной емкостью, частицы опоки адсорбируют из водной фазы катионы кальция для компенсации ненасыщенной валентности. При этом происходит также и более равномерное распределение барита в дисперсионной среде, содержащей частицы опоки с сильной степенью разобщения слоев, способных к ориентации вокруг себя частиц барита, как слабодиссоциирующего соединения с двухвалентным катионом. Удержанию барита во взвешенном состоянии способствует также полимерная обработка частиц опоки, что в совокупности с высоким содержанием в последней коллоидной фракции и хорошими адсорбционными свойствами определяет возможность взаимодействия частиц опоки с другими ингредиентами УБР, с образованием сложных органоминеральных структур. Исходя из этого, предлагаемый УБР имеет повышенную седиментационную устойчивость, которая определяется показателем отстоя раствора за 1 сут.

Постоянство объемного содержания твердой фазы в растворе (его седиментационная устойчивость) является фактором, предупреждающим образование столба бурового раствора с повышенной (от расчетной) плотностью за счет осаждения барита и давления, развиваемого этим столбом, которое снижает скорость проходки за счет удержания шлама, образуемого долотом, на забое скважины. Таким образом, при увеличении седиментационной устойчивости УБР, а следовательно, при сохранении его постоянной плотности на данном интервале бурения скорость проходки скважины в условиях АВПД повышается.

Для УБР с высоким содержанием утяжелителя-барита, что необходимо в целях обеспечения необходимой плотности раствора, важным параметром является образование тонкой фильтрационной корки, которая бы снижала до минимума внедрение фильтрата в продуктивный пласт. При фильтрации предлагаемого УБР образуется достаточно тонкая фильтрационная корка, что обусловлено использованием опоки, способной удерживать значительное количество воды, а также гранулометрическим составом частиц. Применение опоки обусловливает формирование тонкой корки. Этому также способствует сопряженная адсорбция конденсированной сульфит-спиртовой барды КССБ-2М и многоатомных спиртов, содержащихся в флотореагенте Т-80 на сводообразующих частицах фильтрационной корки, благодаря чему происходит ее уплотнение и утончение. Высокомолекулярные соединения сложной разветвленной структуры, образующиеся в результате конформационных превращений и конденсационного действия КССБ и флотореагента Т-80, обладают крепящим действием на образующие корку частицы и способствуют уменьшению ее толщины.

Толщина фильтрационной корки является одним из определяющих факторов, связанных с прихватом колонны из-за перепада давления, возникающего после временного прекращения промывки, когда часть контактирующей с фильтрационной коркой колонны изолируется от действия столба бурового раствора. Под действием веса колонны изолированная зона фильтрационной корки уплотняется, а вода из ее пор выдавливается в породу. По мере вытеснения поровой воды эффективное напряжение в корке увеличивается, что обусловливает повышение трения между трубой и фильтрационной коркой, являющееся причиной прихвата из-за перепада давления.

В этой связи формирование тонкой фильтрационной корки с незначительным содержанием поровой воды, что характерно для предлагаемого УБР, предотвратит прихват бурильной колонны под действием перепада давления.

Предлагаемый УБР имеет пониженную водоотдачу, что обусловлено его ингредиентным составом. Опока благодаря кластерной структуре обладает сорбционной способностью по отношению к широкому кругу органических и неорганических соединений. Также благодаря этерификации многоатомных спиртов флотореагента Т-80 с лигносульфокислотами КССБ-2М с образованием полиэфиров сложной структуры происходит переориентация молекул воды, что приводит к лучшему их удерживанию в межмакромолекулярном пространстве. В совокупности вышеуказанное способствует значительному снижению водоотдачи, что обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта за счет предотвращения возможного взаимодействия компонентов фильтрата с минеральными солями пластовых вод (например, при попадании хлорида кальция в пласт, содержащий в пластовой воде сульфат-ион, образуется осадок малорастворимого сульфата кальция, кольматирующий поровое пространство коллектора).

Предлагаемый УБР имеет пониженный коэффициент нелинейности, что обусловлено следующим.

Реологические характеристики большинства буровых растворов значительно отличаются от Бингамовских жидкостей, особенно в нижнем диапазоне относительных скоростей сдвига. Для характеристики работы бурового раствора наиболее подходящими являются константы степенного закона течения, например коэффициент нелинейности (псевдопластичности) n, характеризующий степень отклонения реологических свойств рассматриваемой жидкости от ньютоновской жидкости. Для ньютоновских жидкостей, таких как вода, нефть, глицерин и др., n=1. Для псевдопластичных жидкостей 0<n<1, и чем меньше n, тем больше жидкость проявляет псевдопластические свойства. Это значит, что вязкость такой жидкости уменьшается с повышением относительных скоростей сдвига и, наоборот, вязкость увеличивается с уменьшением относительных скоростей сдвига. Уменьшение коэффициента n позволяет обеспечить повышенные удерживающую и транспортирующую способности раствора, обеспечить очистку скважины за счет выравнивания (уплощения) профиля скоростей течения жидкости в межтрубном пространстве.

Параболическое распределение скоростей в потоке, характерное для ньютоновских жидкостей (n=1), способствует образованию закручивающего эффекта взвешенных частиц выбуренной породы и выталкиванию их в области с пониженными скоростями. Результатом этого является рециркуляция твердых частиц вдоль всего жидкостного потока и, как следствие, низкая эффективность очистки скважины. Псевдопластичная жидкость с величиной 0<n<1 имеет более плоский профиль скоростей, что снижает закручивающий эффект, а значит, и рециркуляцию твердой фазы, и вытесняет ее равномерно вверх по стволу скважины. Пониженные значения n обеспечивают более плоский профиль скоростей и способствуют ламинарности потока и стабильности работы скважины.

Компонентный состав предлагаемого УБР обладает пониженными значениями показателя нелинейности n (0<n≤0,7), что с учетом вышесказанного свидетельствует о его повышенных удерживающей и транспортирующей способностях. Это обусловлено свойствами используемой в буровом растворе опоки, а также физико-химическим взаимодействием ингредиентов УБР.

Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.

Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый УБР соответствует условию "изобретательский уровень".

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами (лабораторные испытания).

Пример 1. Готовят 5%-ную водяную суспензию опоки. Для этого опоку дробят до размеров частиц 0,001 м в диаметре и смешивают с водой. В полученную суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,2% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,2% гидроксида калия, после тщательного перемешивания вводят 3% хлорида кальция и 0,3% смазочного реагента СМАД, 1,1% флотореагента Т-80. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт унифлок 0,001% и 20% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 2. Готовят 5%-ную водяную суспензию опоки. Для этого опоку дробят до размеров частиц 0,001 м в диаметре и смешивают с водой. В полученную суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,2% гидроксида калия, после тщательного перемешивания вводят 3% хлорида кальция и 0,3% смазочного реагента СМАД, 1,2% флотореагента Т-80. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт унифлок 0,001% и 20% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 3. Готовят 7%-ную водяную суспензию опоки. Для этого опоку дробят до размеров частиц 0,001 м в диаметре и смешивают с водой. В полученную суспензию вводят 0,2% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,2% гидроксида калия, после тщательного перемешивания вводят 4% хлорида кальция и 0,4% смазочного реагента СМАД, 1,3% флотореагента Т-80. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт унифлок 0,004% и 30% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 4. Готовят 10%-ную водяную суспензию опоки. Для этого опоку дробят до размеров частиц 0,001 м в диаметре и смешивают с водой. В полученную суспензию вводят 0,2% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,3% гидроксида калия, после тщательного перемешивания вводят 5% хлорида кальция и 0,4% смазочного реагента СМАД, 1,5% флотореагента Т-80. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт унифлок 0,004% и 30% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 5. Готовят 10%-ную водяную суспензию опоки. Для этого опоку дробят до размеров частиц 0,001 м в диаметре и смешивают с водой. В полученную суспензию вводят 0,2% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,3% гидроксида калия, после тщательного перемешивания вводят 5% хлорида кальция и 0,5% смазочного реагента СМАД, 1,7% флотореагента Т-80. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт унифлок 0,004% и 30% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 6. Готовят 10%-ную водяную суспензию опоки. Для этого опоку дробят до размеров частиц 0,001 м в диаметре и смешивают с водой. В полученную суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,1% гидроксида калия, после тщательного перемешивания вводят 5% хлорида кальция и 0,5% смазочного реагента СМАД, 1,8% флотореагента Т-80. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт унифлок 0,003% и 30% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 7. Готовят 15%-ную водяную суспензию опоки. Для этого опоку дробят до размеров частиц 0,001 м в диаметре и смешивают с водой. В полученную суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,25% гидроксида калия, после тщательного перемешивания вводят 5% хлорида кальция и 0,5% смазочного реагента СМАД, 2,0% флотореагента Т-80. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт унифлок 0,003% и 40% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 8. Готовят 15%-ную водяную суспензию опоки. Для этого опоку дробят до размеров частиц 0,001 м в диаметре и смешивают с водой. В полученную суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,3% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,4% гидроксида калия, после тщательного перемешивания вводят 5% хлорида кальция и 0,5% смазочного реагента СМАД, 2,1% флотореагента Т-80. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт унифлок 0,003% и 40% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 9. Готовят 15%-ную водяную суспензию опоки. Для этого опоку дробят до размеров частиц 0,001 м в диаметре и смешивают с водой. В полученную суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-900 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят 0,1% по сухому веществу 10%-ного раствора КССБ-2М, 0,3% гидроксида калия, после тщательного перемешивания вводят 5% хлорида кальция и 0,5% смазочного реагента СМАД, 2,2% флотореагента Т-80. После перемешивания в течение 30 минут вводят флокулянт унифлок 0,003% и 50% барита. После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты растворов, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.

Составы и свойства растворов приведены соответственно в таблицах 1 и 2.

Утяжеленный буровой раствор, содержащий реагент-стабилизатор -карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-900, минеральную соль, гидроксид калия, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, смазочную добавку, унифлок, барит, воду, отличающийся тем, что содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция, в качестве смазочной добавки - СМАД и дополнительно опоку и флотореагент Т-80 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Опока 5-10
Карбоксиметилцеллюлоза КМЦ-900 0,2-0,3
Хлорид кальция 2,0-4,0
Флотореагент Т-80 1,1-3,5
Гидроксид калия 0,08-0,15
Смазочная добавка СМАД 0,3-0,5
Унифлок 0,001-0,004
КССБ-2М 3,2-7,1
Барит 15-50
Вода остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу удаления фильтрационных осадков, образовавшихся в нефтяных скважинах в ходе бурения, путем обработки указанных фильтрационных осадков водными растворами конкретных окислительных систем, эффективных также при низких температурах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, образующих гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт.

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте.
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к реагентам для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения, водопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей.

Изобретение относится к области гидравлического разрыва пласта. .

Изобретение относится к жидким композициям, применяемым для обработки подземной формации. .

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи низкотемпературных пластов путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам
Изобретение относится к способам обработки подземных формаций для повышения добычи углеводорода из скважины
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к составу для приготовления буферной жидкости, обладающей моющими свойствами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в скважину
Изобретение относится к оптимизации и увеличению добычи нефти, газа и воды из скважин, пробуренных к подземному пласту
Наверх