Цементы для использования внутри формаций, содержащих гидраты газов

Изобретение относится к способу технического обслуживания ствола скважины в подземной формации и к цементной композиции для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации. Способ технического обслуживания ствола скважины в подземной формации включает приготовление цементной композиции, содержащей воду, цементирующий материал и ингибитор гидратов газов, и помещение данной цементной композиции в ствол скважины. Цементная композиция для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации содержит воду, цементирующий материал и ингибитор гидратов газов. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 табл.

 

Данное изобретение относится к техническому обслуживанию ствола скважины. Более конкретно оно относится к техническому обслуживанию ствола скважины с использованием цементных композиций, содержащих ингибиторы гидратов, и к способам их применения.

Природные ресурсы, такие как газ, нефть и вода, находящиеся в подземной формации или области, обычно извлекают путем бурения скважинного ствола вниз к подземной формации, обеспечивая при этом циркуляцию бурового раствора в стволе скважины. После прекращения циркуляции бурового раствора в ствол скважины вводят колонну труб, например обсадную трубу. Тогда буровой раствор обычно циркулирует вниз через пространство внутри данной трубы и вверх через кольцевое пространство, расположенное между внешней поверхностью указанной трубы и стенками ствола скважины. Далее, обычно проводят первичное цементирование, посредством которого цементный раствор помещают в указанное кольцевое пространство и дают ему возможность зацементироваться в твердую массу (т.е. в цементное кольцо) и тем самым прикрепить колонну труб к стенкам ствола скважины и герметизировать кольцевое пространство. Могут также проводиться последующие операции вторичного цементирования.

Заканчивание подземных скважинных стволов в «хрупких» географических зонах, таких как зоны вечной мерзлоты, ставит особенно сложные задачи. Вечная мерзлота определяется как почва, которая остается в замороженном состоянии в течение более двух лет. Цементные композиции для применения в подземных формациях в зонах вечной мерзлоты должны быть такими, чтобы зацементироваться до замерзания и обладать низкой теплотой гидратации. Кроме дестабилизации формации высокие теплоты гидратации способствуют выделению газа из гидратов (например, из гидрата метана), которые могут присутствовать в больших количествах в вечной мерзлоте. Гидраты газов, например гидрат метана, метастабильны и могут легко диссоциировать.

Таким образом, имеется постоянная необходимость в цементных композициях, которые ингибируют диссоциацию гидратов газов и/или обладают низкой теплотой гидратации.

Задачей изобретения является создание способа технического обслуживания ствола скважины в подземной формации, включающего приготовление цементной композиции, содержащей воду, цементирующий материал и ингибитор гидрата газов, а также размещение цементной композиции в стволе скважины.

Другой задачей изобретения является также создание цементной композиции, содержащей воду, цементирующий материал и ингибитор гидратов газов.

Вышеизложенное довольно широко характеризует общие черты и технические преимущества настоящего изобретения для лучшего понимания последующего детального описания данного изобретения. Дополнительные характеристики и преимущества данного изобретения будут описаны ниже в данном документе и составят содержание формулы данного изобретения. Следует понимать, что те, кто обладают квалификацией в данной области техники, представляют, что концепция и раскрытые конкретные примеры реализации могут быть легко использованы в качестве основы для модификации или создания других структур для достижения тех же целей, что и настоящее изобретение. Обладающие квалификацией в данной области техники должны осознавать, что такого рода эквивалентные конструкции не отклоняются от существа и содержания данного изобретения, установленных далее в прилагаемой формуле.

Предложены цементные композиции, содержащие воду, цементирующий материал и, по меньшей мере, один ингибитор гидратов газов. Дополнительно раскрыты способы приготовления и использования таких композиций. Раскрываемые здесь цементные композиции могут использоваться при техническом обслуживании ствола скважины и могут с успехом ингибировать диссоциацию гидратов газов в географических областях, содержащих гидраты газов.

В одном примере реализации цементная композиция содержит ингибитор гидратов газов. Указанный ингибитор гидратов газов может функционировать таким образом, что будет уменьшать диссоциацию гидратов газов в формации и тем самым образование газа. При образовании таких газов они могут мигрировать сквозь цементный раствор, создавая тем самым каналы в цементе, и могут вызывать беспокойство относительно безопасности, обусловленное выделением взрывоопасного газа (например, метана).

В одном примере реализации ингибитором гидратов газов является любое соединение, способное ингибировать диссоциацию гидратов газов и совместимое с другими компонентами данной композиции. В одном примере реализации ингибитором диссоциации гидратов газов служит фосфотидилхолин, известный также как лецитин. Лецитин может присутствовать в цементной композиции в количествах от около 0,1% относительно веса воды в смеси (by weight of mix water, bww) до около 5% bww, альтернативно от около 0,3% bww до около 2% bww и альтернативно от около 0,4% bww до около 1,0% bww. Лецитин является широко доступным материалом, и способы включения лецитина в цементную композицию известны любому с обычным уровнем квалификации в данной области техники. Цементные композиции могут содержать цементирующий материал, например гидравлический цемент. Гидравлический цемент относится к порошкообразным материалам, в котором адгезионные свойства и прочность на сжатие развиваются при отверждении водой.

В одном примере реализации цементная композиция содержит гидравлический цемент, такой как цемент, в состав которого входят кальций, алюминий, кремний, кислород и/или сера и который застывает и затвердевает в результате реакции с водой. Примеры таких цементов включают, но не ограничиваются, портланд-цементы (например, портланд-цементы классов A, C, G и H), пуццолановый портландцемент, алебастр, фосфатные цементы, цементы с высоким содержанием оксида алюминия, кремнеземные цементы, цементы с высокой щелочностью и их комбинации.

В одном альтернативном примере реализации цементирующий материал может содержать доменный шлак, застеклованный сланец, полугидрат сульфата кальция или их комбинации, и такие материалы могут быть добавкой или частью описанных выше гидравлических цементов. Имеющийся в продаже полугидрат сульфата кальция, также представленный здесь формулой (CaSO4∙1/2H2O), является смесью порошкообразного термически обработанного гипса, который может быть смешан с водой, образующейся при затвердевании глинистой корки на стенке до формирования гладкого твердого тела, который не дает усадку или не сокращается в объеме, потому что затвердевает до того, как вся вода сможет испариться. Полугидрат сульфата кальция широко доступен в продаже от, например, таких поставщиков, как компании U.S. Gypsum и Geogrgia Pacific. Материал ДШ (BFS, the blast furnace slag - доменный шлак) образуется как верхний поверхностный слой расплавленного чугуна, выходящего из доменной печи. Шлак отделяется от чугуна и рассматривается как побочный продукт в производстве чугуна и стали. ДШ (BFS) является неметаллическим продуктом, состоящим существенно из силикатов, алюмосиликатов кальция и других компонентов, образующихся в доменной печи в условиях расплава одновременно с чугуном. ДШ (BFS) широко доступен для приобретения. Глинистый сланец представляет собой мелкозернистую осадочную породу, исходными составляющими которой были глины или глинистые растворы. Он характеризуется наличием тонких слоев, ломающихся с неровным искривленным изломом, часто легко расщепляющихся и параллельных часто невидимым плоскостям напластования. В этом случае глинистый сланец может быть подвергнут операции стеклования с последующим дроблением или помолом до получения частиц требуемого размера. Здесь стеклование относится к нагреванию материала до температуры, способствующей превращению глинистого сланца в стеклообразный аморфный твердый материал, не содержащий каких-либо кристаллических структур. Добавление ДШ (BSF), полугидрата сульфата кальция, остеклованного глинистого сланца или их комбинаций может служить для уменьшения теплоты, выделяемой, когда цементная композиция контактирует с водной текучей средой и начинает поглощать воду или гидрат (т.е. теплоту гидратации), по сравнению с иначе сформированными цементными композициями, не содержащими указанные соединения. Это описывается более подробно в заявке на патент США за порядковым номером 11/385426 (регистрационный номер # HES 2005-IP-018739U1), поданной одновременно с настоящим документом и озаглавленной «Цементные композиции с низкой теплотой гидратации и способы их применения», которая приведена здесь в качестве ссылки.

В одном примере реализации ДШ (BSF) присутствует в цементной композиции в количествах от около 20% до около 80%.

В одном примере реализации полугидрат сульфата кальция присутствует в цементной композиции в количествах от около 20% до около 80%.

В еще одном примере реализации остеклованный глинистый сланец присутствует в цементной композиции в количествах от около 35% до около 65%.

В одном примере реализации цементная композиция содержит количество воды, достаточное для образования жидкого цементного раствора, поддающегося перекачиванию насосом. Вода может быть пресной или соленой, например представлять собой ненасыщенный солевой раствор или насыщенные солевые растворы, такие как насыщенный минеральный раствор или морская вода. Количество воды может составлять от около 20% до около 180% от веса цемента и альтернативно от около 28% до около 60% относительно веса цемента.

В некоторых примерах реализации в цементную композицию могут включать добавки для улучшения или изменения свойств композиции. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются, соли, катализаторы, поверхностно-активные вещества, замедлители затвердевания, противовспениватели, средства предотвращения расслоения, добавку для повышения плотности, диспергаторы, структуро-модифицирующие присадки или их комбинации. Другие добавки, модифицирующие механические свойства, представляют собой, например, углеродные волокна, стекловолокна, металлические волокна и тому подобное, которые могут добавлять для дополнительного изменения механических свойств. Добавки такого рода могут вводиться по отдельности или в комбинации. Способы введения такого рода добавок и их эффективные количества известны любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники.

В одном примере реализации цементная композиция содержит добавку, уменьшающую плотность. Добавки, уменьшающие плотность, такие как стеклянные шарики или пеностекло, и порообразующие добавки, такие как поверхностно-активные вещества для пенообразования, средства суспендирования, пеногасители и тому подобное, могут включать в цементные композиции для получения легкого цементного раствора.

В некоторых примерах реализации выбор добавки, уменьшающей плотность, может зависеть от вязкости цементной композиции. Количества таких уменьшающих плотность добавок и способы их включения известны любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники. Как это будет понятно любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники, указанное включение уменьшающих плотность добавок, таких как пеноматериал, в цементную композиции данного раскрытия может демонстрировать понижение теплоты гидратации за счет уменьшенной массы, приходящейся на единицу объема.

В различных примерах реализации цементная композиция может обладать плотностью, большей или равной приблизительно 15,2 фунтов/галлон (1516,656 кг/м3). В одном примере реализации цементный раствор, смешанный при плотности 15,2 фунтов/галлон (1516,656 кг/м3), имеет теплопроводность 0,5016 БТЕ/час·фут·F° (0,86827 Вт/м·к), в то время как тот же самый раствор, вспененный до плотности 10,85 фунтов/галлон (1082,613 кг/м3), обладает уменьшенной величиной теплопроводности - 0,3609 БТЕ/час·фут·F° (0,624357 кг/м3).

В некоторых примерах реализации цементная композиция может содержать замедлитель. В данном документе термин замедлитель относится к химической добавке, используемой для увеличения времени загустевания цементной композиции. Термин «время загустевания» относится ко времени, требуемому цементной композиции для достижения 70 единиц консистенции Бирдена (Bearden units of Consistency) (Bc). При значении около 70 Вс цементный раствор претерпевает превращение от текучей среды, поддающейся перекачке насосом, до состояния пасты, не поддающейся перекачке насосом. Способы определения времени загустевания приведены в спецификации 10 Американского нефтяного института (API). Замедлители застывания могут быть включены пользователем способами и в количествах известными любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники. Альтернативно такие замедлители могут представлять часть доступных для приобретения рецептур других компонентов данной раскрытой цементной композиции. Без ограничения одним из примеров замедлителя застывания является цитрат натрия.

Компоненты данной цементной композиции могут соединяться в любом порядке, требуемом пользователем, с образованием раствора, который может быть помещен в ствол скважины. Компоненты данной цементной композиции могут быть соединены с помощью любого смешивающего устройства, совместимого с данной композицией, например с помощью устройства для приготовления сухих смесей. В одном примере реализации компоненты цементной композиции соединяются на месте в стволе скважины. Альтернативно компоненты цементной композиции соединяются отдельно и затем используются на месте в стволе скважины. Способы приготовления таких растворов известны любому, обладающему обычной квалификацией в данной области техники.

Раскрытые здесь цементные композиции могут быть использованы в любых целях. В одном примере реализации цементную композицию применяют для технического обслуживания ствола скважины, проникающего через подземную формацию. Понятно, что термин «подземная формация» охватывает области под подвергшейся воздействию землей и области под землей, покрытые водой, такой как океанская или пресная вода.

В одном примере реализации цементные композиции с низкой теплотой гидратации (ЦКНТГ (LHCCs) применяется для технического обслуживания ствола скважины, проходящего через «хрупкую» географическую зону, например скважины в вечной мерзлоте и/или формации, содержащей гидраты газов.

Техническое обслуживание скважины включает без ограничения размещение раскрытых здесь цементных композиций в стволе скважины для изоляции подземной формации от части ствола скважины, для поддержки обсадной трубы в стволе скважины и для герметизации кольца между стволом скважины и расширяемой трубы или колонны труб. Раскрытые здесь цементные композиции могут выдерживать давления значительной величины, например гидростатическое давление бурового раствора или цементного раствора без смещения или выдавливания. Способы введения композиций в ствол скважины для герметизации подземных зон описаны в патентах США №№5913364, 6167967 и 6258757, каждый из которых приведен здесь в качестве ссылки.

В одном примере реализации раскрытые здесь цементные композиции могут применять для операций заканчивания скважины, таких как операции первичного цементирования. Упомянутые композиции могут помещать в кольцо ствола скважины, чтобы дать ему затвердеть так, что он будет изолировать указанную подземную формацию от различной части ствола скважины. Таким образом, цементная композиция образует барьер, который создает препятствие для текучих сред в указанной подземной формации мигрировать в другие подземные формации. В пределах кольца текучая среда служит также для поддержки обсадной трубы в стволе скважины.

В других примерах реализации добавки также подаются насосом в ствол скважины с цементными композициями. Например, материалы, поглощающие текучую среду, сыпучие материалы, органофильная глина, смолы, водные суперпоглотители, загустители, суспендирующие средства, диспергирующие средства, понизители водоотдачи, модификаторы механических свойств, такие как волокна, эластомеры или их комбинации, могут закачиваться в поток вместе с раскрытыми композициями.

Примеры

Вместе с описанным в общих чертах изобретением приводятся следующие примеры конкретных реализаций данного изобретения для демонстрации их практического применения и преимуществ. Понятно, что данные примеры приводятся для иллюстрации и никоим образом не предназначены для ограничения перечня пунктов патентной формулы. В следующих примерах измерения теплоты гидратации были выполнены путем помещения термопары, регистрирующей температуру, в вакуумную колбу из боросиликатного стекла с серебряным покрытием, полностью заполненную раствором цементной композиции. Испытания на время загустевания, определение прочности на сжатие и реологические измерения проводили в соответствии с методиками, описанными в спецификации 10 Американского нефтяного института (API).

Пример 1

Влияние вязкости цементного раствора на цементную композицию шлак/полугидрат определялось, как показано в Таблице 1, в присутствии и в отсутствие лецитина. Данная цементная композиция может также содержать цементный диспергатор CFR-3, который является диспергирующим средством, доступным для приобретения от компании Halliburton Energy Services. Полугидрат сульфата кальция, применяемый в данных композициях, получали от компании Georgia Pacific, если это только не оговаривается иначе.

Таблица 1
Полугидрат:
шлак
Вода/Цемент Лецитин CRF-3 Показания Фанна
% bww1 bwc2 600-300-200-100
6:4 0,44 0,57 0 300+ 300+ --- ---
6:4 0,50 0,57 0 187-157-143-126
6:4 0,50 0,57 0 92-66-57-47
1:1 0,50 0 0 125-95-83-68
1:1 0,50 0,57 0,5 76-40-28-17
1относительно веса воды
2относительно веса цемента

Здесь показания Фанна относятся к показаниям вискозиметра Фанна, где вискозиметр Фана - это прибор для измерения вязкости и прочности геля цементного раствора.

Вспененные цементные растворы, содержащие в составе полугидрат кальция USG:шлак 60:40, 44% воды относительно веса цемента (bwc), указанные количества лецитина и герметика ZONESEAL 2000, были приготовлены и испытаны для определения теплоты гидратации, как это показано в Таблице 2.

Таблица 2
ZONESEAL 2000 Лецитин Рост тепла Максимальная температура Время достижения максимальная температуры
% bww % bww (ºC) (ºC) часы
0 0 32,2 62,2 5,6
0 0,57 30,9 56,6 6
41 0 31,4 57,5 8,25
41 0,57 16 42,9 38,67
41 0,57 35 63 122
Качество пены 19%
Полугидрат от компании Georgia Pacific

Первые два испытания, приведенные в Таблице 2, показывают, что дабавление лецитина само по себе не приводит к существенному снижению или замедлению времени, требуемому для достижения максимума гидратации. Однако при использовании совместно с химической добавкой ZONESEAL 2000, применяемой в операциях со вспениванием цемента и являющейся средством вспенивания, поставляемым компанией Halliburton Energy Services, выделяемая теплота меньше, а время достижения максимальной температуры существенно дольше. Это не выполнялось, когда приготовлялись растворы, содержащие полугидрат сульфата кальция, полученный от компании Georgia Pacific.

Пример 2

Приготовлялась цементная композиция, содержащая полые шарики в качестве добавок, уменьшающих плотность, и определялось время загустевания различных композиций, как показано в Таблице 3. Базовый состав цементной композиции содержал смесь полугидрат GP (от компании General Pacific): шлак в отношении 60:40,28% материала SPHERELITE bwc (относительно веса цемента), 0,2% диспергатора цемента CRF-3 bwc (относительно веса цемента), 0,57% bww (относительно веса воды) лецитина и 68,6% bwc (относительно веса цемента) воды до конечной плотности 12 фунтов/галлон. В некоторых случаях растворы содержали замедлитель застывания цитрат натрия, в то время как в других случаях применяли HR-5, представляющий собой лигносульфонат как замедлитель застывания, доступный от компании Halliburton Energy Services. Если не отмечено иначе, во всех композициях применяли полугидрат GP.

Таблица 3
Замедлитель Температура измерений Время загустевания
% относительно веса цемента (ºF) часы:минуты
Отсутствует 80 0:10
0,3% цитрата натрия 80 5:53
0,1% цитрата натрия 60 15+
0,1% лимонной кислоты 60 9:00
0,5% HR-5 80 1:46
0,5% HR-5 60 2:54
0,5% HR-51 80 7:44
0,2% HR-51 80 3:22
1Композиция полугидрат USG/шлак

Добавка SPHERELITE представляет собой полые неорганические шарики, доступные для приобретения от компании Halliburton Energy Services. В качестве замедлителя застывания был выбран цитрат натрия, так как он используется в цементе для вечной мерзлоты. Однако для композиции шлак/полугидрат уровень добавки, равный 0,1% bwc (относительно веса цемента), обладал временем загустевания свыше 15 часов при 60°F (15,6°С). Поэтому применяли HR-5, который обеспечивал значительно более приемлемое время загустевания при данной температуре.

В то время как предпочтительные примеры реализации данного изобретения показаны и описаны, любой, обладающий квалификацией в данной области техники, может сделать изменения без отклонения от сути и содержания данного изобретения. Описанные здесь примеры являются только иллюстративными и не служат для установления ограничений. Возможны многие варианты и изменения раскрытого здесь изобретения в рамках его содержания. Там, где численные диапазоны или ограничения четко установлены, такие четкие диапазоны или ограничения должны будут включать итеративные диапазоны или ограничения в пределах указанных четких диапазонов или ограничений (например, от около 1 до около 10 включает, 2, 3, 4 и т.д.; больше чем 0,10 включает 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Использование термина «опционально» по отношению к любому элементу пункта формулы изобретения предназначено для указания на то, что рассматриваемый элемент необходим или альтернативно не является необходимым. Обе альтернативы должны быть в пределах содержания пункта формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как «содержит», «включает», «обладающий» и т.д., служат для поддержки более узких терминов, таких как «состоящий из», «состоящий существенно из», «состоящий большей частью из» и т.д.

Соответственно, предметный охват, подлежащий защите, не ограничивается изложенным, а ограничивается нижеследующей формулой изобретения, при этом ее содержание включает все эквиваленты предмета обсуждения формулы изобретения. Все и каждый пункты формулы изобретения включаются в патентное описание как пример реализации настоящего изобретения. Таким образом, формула изобретения является дополнительным описанием и дополнением к предпочтительным примерам реализации настоящего изобретения. Обсуждение здесь какой-либо ссылки не является признанием того, что она является прототипом настоящего изобретения, особенно любой ссылки, дата публикации которой позже даты приоритета данной заявки. Раскрытия всех патентов, патентных заявок и публикаций, приведенных здесь, настоящим включаются как ссылочные, в той степени, в какой они представляют иллюстративные, процедурные и иные детали, дополнительные к изложенному здесь.

1. Способ технического обслуживания ствола скважины в подземной формации, в котором осуществляют:
(а) приготовление цементной композиции, содержащей воду, цементирующий материал и ингибитор гидратов газов; и
(б) помещение данной цементной композиции в ствол скважины.

2. Способ по п.1, в котором ингибитором гидратов газов является лецитин.

3. Способ по п.2, в котором цементная композиция содержит лецитин в количестве от около 0,4% относительно веса воды до около 1,0% относительно веса воды.

4. Способ по п.1, в котором цементирующий материал представляет собой портландцемент, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, фосфатные цементы, высокоглиноземистые цементы, кремнеземные цементы, высокощелочные цементы или их комбинации.

5. Способ по п.4, в котором цементная композиция содержит цементирующий материал в количестве от около 50% до около 80%.

6. Способ по п.1, в котором цементирующий материал представляет собой доменный шлак, застеклованный глинистый сланец, полугидрат сульфата кальция или их комбинации.

7. Способ по п.1, в котором цементирующий материал представляет собой доменный шлак и полугидрат сульфата кальция, взятые в соотношении от около 1:4 до около 4:1.

8. Способ по п.1, в котором цементирующий материал представляет собой доменный шлак в количестве от около 20% до около 80%.

9. Способ по п.1, в котором цементирующий материал представляет собой застеклованный глинистый сланец в количестве от около 35% до около 65%.

10. Способ по п.1, в котором цементирующий материал представляет собой полугидрат сульфата кальция в количестве от около 20% до около 80%.

11. Способ по п.1, в котором цементная композиция содержит сверх того замедлитель застывания.

12. Способ по п.11, в котором замедлитель застывания содержит цитрат натрия.

13. Способ по п.1, в котором также вспенивают цементную композицию.

14. Способ по п.1, в котором цементная композиция содержит сверх того добавку уменьшения плотности.

15. Способ по п.14, в котором уменьшающая плотность добавка содержит стеклянные шарики, газ или их комбинации.

16. Способ по п.1, в котором подземная формация включает вечную мерзлоту, гидраты газов или то и другое вместе.

17. Цементная композиция для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации, включающая воду, цементирующий материал и ингибитор гидратов газов.

18. Композиция по п.17, в которой ингибитором гидратов газов является лецитин.

19. Композиция по п.17, содержащая лецитин в количестве от около 0,4% относительно веса воды до около 1,0% относительно веса воды.

20. Композиция по п.17, в которой цементирующий материал представляет собой портландцемент, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, фосфатные цементы, высокоглиноземистые цементы, кремнеземные цементы, высокощелочные цементы или их комбинации.

21. Композиция по п.17, в которой цементирующий материал представляет собой доменный шлак, застеклованный глинистый сланец, полугидрат сульфата кальция или их комбинации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам. .

Изобретение относится к способам и системам формирования барьера вокруг, по меньшей мере, части подземной области обработки. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу крепления и теплоизоляции скважин в грифоноопасном разрезе, в том числе для скважин нефтегазовых и паронагнетательных, в том числе в многолетнемерзлых породах (ММП).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции притока вод в нефтяную скважину из водоносных и высокопроницаемых пластов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в скважинах и может быть использовано с применением колтюбинга.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к подготовке ствола скважины к спуску эксплуатационной колонны для его цементирования.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным материалам для проведения гидроизоляционных работ в эксплуатационных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции.
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при водоизоляционных работах в скважине. .

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине. .
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. .
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. .

Изобретение относится к модификаторам буровых растворов, предназначенным для обработки стенок скважин при бурении минеральных пластов путем закачки растворов насосами.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленностям, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при изготовлении тампонажных растворов, предназначенных для крепления скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой области, к методам воздействия на нефтяные и газовые продуктивные пласты с помощью гидравлического разрыва. .

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для нефтеотдачи. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и касается способа изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам. .
Изобретение относится к бурению скважин. .

Изобретение относится к производству строительных материалов, в частности к производству негорючих теплоизоляционных плиточных материалов. .

Изобретение относится к способу технического обслуживания ствола скважины в подземной формации и к цементной композиции для технического обслуживания ствола скважины в подземной формации

Наверх