Способ крепления призабойной зоны скважины

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способу крепления призабойной зоны пласта, создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин, и может применяться для регулирования разработки нефтяных месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления. Техническим результатом является создание эффективного способа крепления призабойной зоны пласта, обеспечивающего повышенные фильтрационные сопротивления в пористой среде, увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемых растворов. В способе крепления призабойной зоны скважины предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%: анионный водорастворимый полимер или эмульсия анионного полимера в масле 0,15-5,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,1-20,0, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 0,5-20,0, соль поливалентного металла 0,01-0,30, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96, вода остальное, а затем пористый тампонажный раствор, содержащий, мас.%: кремнийсодержащее вещество или смесь кремнийсодержащих веществ 39,04-96,27, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 3,0-50,0, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96. Вспененный полимерный раствор может дополнительно содержать неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.% и алюмосиликатные полые сферы в количестве 0,5-10 мас.%, а пористый тампонажный раствор - наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.% и водоудерживающую добавку в количестве 1,0-5,0 мас.%. 4 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способам создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин, и может применяться для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления.

Известен способ крепления призабойной зоны скважины, включающий приготовление тампонажного раствора с кислоторастворяющимся наполнителем, закачку его и отверждение, разбуривание, промывку образовавшегося камня от соли, в количестве 10-15 вес.%, и дополнительно в тампонажный раствор вводят поверхностно-активное вещество в количестве 0,5-1,0 вес.% (РФ, патент №2172814, E21B 43/32, опубл. 27.08.2001).

Известна тампонажная композиция для крепления призабойной зоны, которая содержит в мас.%: 30-40 цемента, 20-30 песка, 10-15 хлористого натрия, 3-5 фосфомела - отхода преципитатного производства на основе карбоната кальция и водный раствор хлористого натрия - остальное (РФ, патент №2005165, E21B 33/138, опубл. 30.12.93, бюл. №47-48).

Известен состав для изоляции водопритока в скважине, содержащий в мас.%: 40-60 карбамидоформальдегидной смолы, 0,05-0,60 полиакриламида, 0,04-0,10 соляной кислоты, пластовой воды - остальное (СССР, а.с. №1317099, E21B 33/138, опубл. 15.06.87, бюл. №22).

Недостатком известных закачиваемых композиций является узкая область их применения по причине быстрого отверждения их до камня. Композиции являются хрупкими, быстро теряющими текучесть и эластичность.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ крепления призабойной зоны скважины, включающий закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора, по которому предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%: водорастворимый полимер 1,5-2,5, вспениватель 1-3, сшиватель - стабилизатор пены 0,2-0,6, водная фаза остальное, а пористый тампонажный раствор содержит, мас.%: цементный раствор с водоцементным отношением 0,3-0,5:60-80, указанный вспененный полимерный раствор 20-40 (РФ, патент №2322581, E21B 43/32, опубл. 20.04.2008, бюл. №11).

Недостатком данного способа является то, что в качестве пористого тампонажного раствора используют традиционный цементный раствор, а в качестве вспенивателя закачивают воздух или природный газ, который неравномерно распределяется в используемых композициях.

Целью предлагаемого изобретения является создание эффективного способа крепления призабойной зоны пласта, включающего закачку сшитого вспененного модифицированного полимера с использованием карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе, более мощного по вязкости и имеющего низкие параметры в процессе закачки и высокие параметры в процессе структурирования для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций, а также использование в качестве пористой тампонажной композиции бесцементной смеси компонентов с использованием газообразователя для образования однородной пористой структуры тампонажного раствора, твердеющего до камня.

Поставленная задача решается тем, что способ крепления призабойной зоны скважины, включающий закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора с предварительной закачкой вспененного полимерного раствора, отличающийся тем, что в качестве вспененного полимерного раствора используют, мас.%: анионный водорастворимый полимер или эмульсию анионного полимера в масле 0,15-5,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,1-20,0, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 0,5-20,0, соль поливалентного металла 0,01-0,30, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96, вода остальное, а в качестве пористого тампонажного раствора используют, мас.%: кремнийсодержащее вещество или смесь их 39,04-96,27, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 3,0-45,0, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96.

Вспененный полимерный раствор может дополнительно содержать неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.% и алюмосиликатные полые сферы в количестве 0,5-10 мас.%, а пористый тампонажный раствор - наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.% и водоудерживающую добавку в количестве 1,0-5,0 мас.%.

В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА), как низкомолекулярные, так и высокомолекулярные ПАА с ММ=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20%, например, ПАА, как отечественного производства, например, низкомолекулярные ПАА марок АК-631 и АК-642 с ММ 1,0-1,8×106 и степенью гидролиза 5-10%, выпускающиеся по ТУ 6-02-00209912-41-94 и ТУ 6-02-00209912-65-99 фирмой ООО «Гель-Сервис» г.Саратов, так и ПАА импортного производства, например, производства Англии низкомолекулярный анионный полимер марки Alkoflood 254 S, аналог ПАА с ММ 0,5-0,8×106 и степенью гидролиза 5-6% или высокомолекулярные полимеры марок CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT производства Японии ПАА с ММ 8-18×106 и степенью гидролиза 5-20%, биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарид марки ГПС или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80-90, например, КМЦ марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, КМЦ-800, оксиэтилированную целлюлозу марки ОЭЦ или гидроэтилцеллюлозу ГЭЦ и ее модификации, или метилцеллюлозу марки МЦ, или модифицированную лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлозу марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкую полианионную целлюлозу марки Полицел ПАЦ, выпускающуюся по ТУ 2231-013-32957739-00, полиметакриловую кислоту (ПМАК) или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающийся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты или метакриламид марки Метас, полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, поливинилацетатные полимеры, например, поливинилацетат (ПВА) и поливиниловый спирт (ПВС), сополимеры винилацетата и винилового спирта.

В качестве эмульсии полимера анионного типа в масле используют эмульсии полиакриламида (ПАА) с ММ=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20%, эмульсии карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80-90, эфиров оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и других эфиров целлюлозы, эмульсии полиметакриловой кислоты (ПМАК), а также эмульсии поливиниламидоянтарной кислоты, эмульсии поливинилацетатных полимеров, например, поливинилацетата и поливинилового спирта, сополимеров винилацетата и винилового спирта, эмульсии натриевой соли полисульфоэфира олеиновой кислоты.

Эмульсии полимеров в масле выпускаются некоторыми фирмами, например фирмой «Ciba» (Швейцария) или фирмой «SNF Floerger» (Франция), а также другими фирмами.

Эмульсии полимера в масле имеют концентрации 30-50 мас.% и образуют с водой эмульсии.

В качестве ПАВ используют маслорастворимое, а также водорастворимое, водомаслорастворимое, масловодорастворимое ПАВ или смеси их.

В качестве маслорастворимого ПАВ используют эмульгатор нефтенол НЗ, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина; неонолы АФ9-4-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 4-6 молями оксиэтилена; нефтехим марок нефтехим 1,3, содержащий сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата риформинга; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с ММ=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислоту), эмульгатор синол ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина, эмульгатор Ялан-Э-1, содержащий раствор неионогенного ПАВ в углеводородном растворителе, а также и другие маслорастворимые поверхностно-активные вещества.

В качестве водорастворимого ПАВ используют анионное ПАВ, например, АПАВ марки Сульфонол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, а также водорастворимое неионогенное ПАВ, например, неонол-12 - нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окисиэтилена (АФ9-12), выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО Татнефть», либо его товарную форму СНО-3Б и СНО-4Д, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например, Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-015-17197708-97.

Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водо-маслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МЛ-80 БС (ТУ 2458-040-52412574-03), или МЛ-81Б, содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12% мас.) (ТУ 2481-007-50622652-99-2002), производимые на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и моющий препарат марки МЛ-супер, выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.

Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).

В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, представляющий собой четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида, выпускающийся по ТУ 2482-006-48482528-89 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» в виде прозрачной жидкости с массовым содержанием активного вещества не менее 50%, хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне, в нефти нерастворим.

В качестве карбамидоформальдегидного концентрата КФК используют карбамидоформальдегидный концентрат марок КФК-80 и КФК-85 (ТУ 2223-009-00206492-98), вырабатываемых в ОАО «Тольяттиазот»; марки ККФ-1, выпускаемого ОАО «Томским НХК»; марки КФК-85 - ОАО «Метафракс»; марки КФК-М - ЗАО «Карелия ДСП»

В качестве продуктов на основе карбамидоформальдегидного концентрата используют карбамидоформальдегидные смолы марок КФК-МТ-20 (ТУ-2223-006-00206492-97) Шекснинского комбината, АФП-2, ТС-1 и КС-11 (ТУ 6-05-1375-80) АО «Судогдастекло-волокно», марок КФМХ (ТУ 6-06-59-89), КФЖ (ГОСТ 14231-80), КФМТ-15(ТУ 6-06-12-88), МКФ-50 (ТУ 1-10-664-79), КФ-90 (ТУ 6-05-1785-83), КСМ (ТУ 2223-003-335378-58-96), КФ-35 (ТУ 6-05-1785-83), КФ-40 (ТУ 6-05-1785-83), выпускаемых ЗАО «Химсинтез», марки «Резойл К-1 (ТУ 2221-637-55778270-2004), выпускаемых ОАО «Уралхимпласт» г.Нижний Тагил, марок КФЖ (ГОСТ 14231) и КФ-МТ (ТУ 6-00-5763450-112-90), выпускаемых ОАО «Химпром» г.Волгоград и другие.

В качестве соли поливалентного металла используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, хромокалиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), алюмокалиевые квасцы (акк) или соли с более высокой валентностью поливалентного металла: бихроматы и хроматы, одновалентных катионов, например, бихроматы и хроматы калия или натрия.

В качестве растворителя используют минерализованную сточную или разбавленную пластовую воду минерализацией до 30 г/л.

В качестве кислоты используют неорганическую или органическую кислоты или смеси кислот, например, для обработки терригенных коллекторов обычно используют соляную кислоту или смесь соляной с плавиковой кислотой, или смесь соляной с кремнефтористо-водородной кислотой, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, или с бифторидом - фторидом аммония; для карбонатных - соляную или смесь соляной с уксусной, или смесь соляной и концентрата НМК; для полимиктовых глиносодержащих - фосфорную или ортофосфорную кислоту.

В качестве газообразователя используют смесь хлористого аммония по ГОСТ 2210-73 и нитрита натрия по ГОСТ 19906-74.

В качестве кремнийсодержащего вещества или смеси их используют маслорастворимые или водорастворимые кремнийорганические вещества, или водорастворимые или коллоидные кремнийнеорганические вещества.

В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества используют органохлорсиланы, смесь тетраэтоксилана и органохлорсиланов, смесь тетраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, например, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны под названием «продукт 119-204» (ТУ 6 02-1294-84), этилсиликат - 40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов; или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или полимерный тампонажный материал марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88), или новые марки материалов группы АКОР БН: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), а в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества или смеси их используют, например, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н ТУ 6-000491277-101-97) - водный раствор метилсиликоната натрия, или композицию этоксисилоксанов (ТУ 6-00 - 05763441-45-92) под названием «продукт 119-296 Т».

В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические водорастворимые или коллоидные силикаты, включающие силикаты натрия в виде 30%-ных водных растворов жидкого стекла или полисиликатов с силикатным модулем 3,0-6,5, или метасиликатов, или коллоидных силикатов, или быстрорастворимых гидратированных силикатов, например, метасиликатов (ТУ 6-18-161-82), жидкого высокомодульного стекла марки «Нафтосил», выпускающегося по ТУ 2145-002-12979928-2001, или коллоидных силикатов натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), «Кремнезоль КЗ-ТМ», или быстрорастворимого гидратированного силиката натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), или морозостойкого стекла марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95) или смеси их.

В качестве облегчающей добавки используют алюмосиликатные полые микросферы АСМ марки МС-400/500 производства ЗАО «Гранула».

В качестве наполнителя используют, например, древесную муку по ГОСТ 16361-87, резиновую крошку по ТУ 38-105590-84, минеральные порошки по ГОСТ 52129-2003, серу по ГОСТ 127.1-93, сажу по ГОСТ 7885-86, атактический пропилен по ГОСТ 23001-88, глинопорошок по ТУ 5751-002-58156178-2002, мел, портландцемент по ГОСТ 1581-96, порошки водонабухающих и нефтенабухающих полимеров, высокодисперсные гидрофобные материалы, например, полисил, аэросил, белая сажа, тальк, оксиды металлов и другие.

В качестве водоудерживающей добавки используют основные соли неорганических полиэлектролитов, объединенных общей формулой Aln(OH)3n-1Cl, где n=1-5, а основность, т.е. доля гидроксильных групп от общего числа анионов, находится в пределах 6-80%, например, основные соли хлорида алюминия, содержащие от 8 до 21% Al2O3.

При освоении и эксплуатации скважин преждевременный выход их из строя часто связан с некачественным креплением колонн и обводнением из-за перетоков воды.

Используемые в настоящее время известные способы для крепления призабойной зоны и технологии их применения не позволяют полностью решить проблему борьбы с выносом песка. Основные причины недостаточной эффективности - низкая прочность закрепленной зоны, значительное снижение проницаемости коллектора в зоне крепления, сложность и трудоемкость технологии крепления, недостаточный межремонтный период.

Сущность предлагаемой технологии заключается в последовательной закачке вспененного сшитого полимерного раствора, который осуществляет водоизоляцию и пескоудержание, затем пористого тампонажного раствора (ПТР) с целью образования прочного пористого тампонажного материала и создания градиентов сдвига, превышающих градиент сдвига, реализуемый при работе насосного оборудования.

Вспененный полимерный раствор (ВПР) представляет собой эластичную пенную систему частично сшитого полимерного раствора с заключенными внутри нее газовыми пузырьками, образующимися в результате реакции газообразователей с кратностью пены от 0,2 до 3 в зависимости от задач. В процессе движения ВПР в стволе скважины при высоких скоростях сдвига полученный полимерный каркас не разрушается, а растягивается за счет растяжения макромолекул сшитого эластичного полимера, газовые пузырьки частично деформируются, но прочность структурной сетки достаточна для удержания газовых пузырьков в сшитом полимерном растворе. После снятия напряжения закачки в статическом состоянии при пластовой температуре газовые пузырьки расширяются, вспененный сшитый полимерный раствор увеличивается в объеме, заполняя пустоты и каверны, упрочняясь и сохраняя пористость.

По способу-прототипу сшивка функциональных групп полимера происходит катионом поливалентного металла.

По заявляемому способу закачивают композиции, содержащие карбамидоформальдегидный концентрат КФК или продукты на его основе, имеющие в своем составе свободный формальдегид, замещенные производные мочевины, например, моно-, ди- и три- и тетраметилолмочевину, содержащие метилольные группы, а также метиленгликоль, полиоксиметиленгликоль и метанол.

По заявляемому способу модифицированный полимер в вспененном сшитом полимерном растворе образуется в результате сшивки акриламидных, гидроксильных или других звеньев полимера метилольными группами моно-, ди-, три- тетраметилолмочевины и других производных, а также формальдегида, содержащихся в составе КФК или продуктов на его основе, и дополнительно в результате сшивки карбоксильных звеньев или других функциональных групп полимера катионом поливалентного металла.

При введении в закачиваемые композиции КФК или продуктов на его основе значительно увеличивается вязкость композиции в результате образования высоковязкой гелевой структуры.

В присутствии полимера, ПАВ, КФК или продуктов на его основе и вышеуказанных сшивателей в реакционной массе происходит комбинированная сшивка по функциональным группам вышеуказанных компонентов с образованием высоковязких гелей, которые проявляют по вязкости синергетический эффект и в результате закачки которых увеличиваются реологические свойства закачиваемых композиций.

Содержание компонентов в композициях ВПР, результаты фильтрационного исследования и реологические характеристики при закачке и структурировании композиций ВПР с различным соотношением компонентов, а также пористость образцов приведены в табл.1, 1А и 2.

Ассортимент тампонажных составов, применяемых в обводненных скважинах, практически сводится к двум типам: составы на основе минеральных вяжущих, в основном цементов, и составы на основе полимеров.

Эффективность использования цементов относительно низкая из-за наличия в цементном растворе грубодисперсных цементных частиц, которые при контакте раствора с породой образуют барьер в виде фильтрационной корки.

В заявляемом способе в качестве ПТР используют композиции на основе смеси кремнийсодержащего вещества, карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе и газообразователя. Кроме того, ПТР может дополнительно содержать наполнитель и водоудерживающую добавку.

В присутствии растворов кремнийсодержащих веществ, имеющих щелочную среду с pH 10-13, при смешивании их с раствором КФК или продуктами на его основе в щелочной среде происходит реакция образования сахароподобных соединений - реакция Бутлерова. В результате ее протекания молекулы формальдегида, содержащегося в растворе КФК или продуктах на его основе в большом количестве (до 50-60%), взаимодействуют друг с другом в щелочной среде с образованием системы связей, характеризующейся наращиванием углеродистой цепи. Это приводит к синтезу многоатомных спиртов, кетонов, альдегидов с последующим образованием сахаров и их производных, содержащих гексозу, пентозу, тетрозу и другие сахара. Каталитическое действие на реакцию Бутлерова оказывают гидроокиси нещелочноземельных металлов, например, гидроокись кремния, имеющаяся в реакционной массе.

В щелочной среде при pH более 8 образуются продукты с диметиленэфирными связями, возможно образование циклических соединений - уроновых и триазиновых, олигометиленгликолей. В результате вышеуказанных реакций формируются молекулярные структуры различной длины и разветвленности с высокой функциональностью по метилольным группам.

Образованию разветвленности молекул способствует повышенное содержание в КФК три- и тетраметилолмочевины. Вследствие разветвленности структурных образований, которые характеризуются небольшой длиной при относительно высокой молекулярной массе, происходит этап гелеобразования и сшивка гелиевых структур в пространственно-развитую полимерную сетку.

При использовании ПТР, содержащего в своем составе в качестве кремнийсодержащего вещества кремнийнеорганическое вещество, например, раствор силиката натрия, при добавлении в него исходного раствора КФК или продуктов на его основе происходит образование монокремниевой кислоты, которая неустойчива и подвергается полимеризации, и образуются различные по составу и строению поликремневые кислоты.

При использовании ПТР, содержащего маслорастворимое кремнийорганическое вещество, при перемешивании его с исходным раствором КФК или продуктами на его основе происходит гидролиз кремнийорганического вещества по эфирной силановой связи Si-OR с превращением его в водорастворимое вещество - силоксан с последующей поликонденсацией и образованием водной эмульсии полисилоксанов.

Исследования показали, что в присутствии КФК или продуктов на его основе полисилоксаны, этоксилоксаны, алкилсиликонаты или поликремневые кислоты, а также смесь образующихся разветвленных высокомолекулярных структур производных КФК или продуктов на его основе обладают высокой адсорбцией на породе и способны десорбироваться без разрушения. Поэтому после закачки композиций ВПР и ПТР по заявляемому способу компоненты закачиваемых композиций адсорбируются на породе и меняют смачиваемость ее, а именно гидрофобизируют поверхность, например, поверхность обрабатываемых коллекторов продуктивного пласта.

При закачке в пласт композиции по заявляемому способу гидрофобизируют интервал пласта и медленно мигрируют, увеличивая количество вытесняемой нефти и ускоряя продвижение ее по пласту.

В процессе взаимодействия вышеуказанных компонентов закачиваемых композиций с поверхностью частиц породы имеет место сложный обмен между реакционноспособными группами образовавшихся полимерных структур и поглощающим комплексом тонкодисперсной части породы пласта. Компоненты закачиваемых композиций, содержащие смесь разветвленных высокомолекулярных структур производных КФК или продуктов на их основе с высокой функциональностью по метилольным группам в смеси с кремнийсодержащим веществом, имеют состоящие из двух частей молекулы. Например, метилольные группы разветвленных высокомолекулярных структур производных КФК или продуктов на их основе или силоксановая группа кремнийорганического вещества, имеющая кремний кислородные связи, являются гидрофильными полярными и обладают способностью вступать во взаимодействие с влагой (водой) в порах и на поверхности частиц породы и ее реационноспособными частицами. Метилольные и кремнийкислородные связи ориентируются по направлению к поверхности частиц. Вторая часть: гидрофобная, представленная неполярными углеводородными радикалами, связана с высокомолекулярными структурами и кремнием и нерастворима в воде. Эта часть молекулы создает водоотталкивающий слой. Углеводородные радикалы ориентируются в направлении от поверхности минеральных частиц породы.

В скважинах, имеющих нарушение прочностных свойств эксплуатационных колонн, имеет место пескопроявление, вынос цементной крошки и горной породы, что свидетельствует о разрушении крепи обсадной колонны самого продуктивного пласта.

В результате закачки композиций по заявляемому способу улучшаются свойства поверхности породы, например, укрепляются слабо сцементированные песчаные породы при наличии проблемы пескопроявления и улучшается крепление всей призабойной зоны пласта.

Содержание компонентов в композициях ПТР аналога, прототипа и заявляемого ПТР представлено в табл.3.

Реологические показатели и пористость ПТР по заявляемому способу и прототипу приведены в табл.4.

По заявляемому способу закачка ВПР и ПТР в указанном диапазоне содержания компонентов в формуле изобретения обеспечивает необходимые реологические показатели закачки и структурирования и твердение фильтра с пористостью 6-63 об.% в течение 24-36 часов.

Реологические исследования показали, что композиции ВПР и ВТР по заявляемому способу крепления характеризуются более низкими параметрами в процессе закачки и более высокими параметрами в процессе структурирования образующихся вязких высокомолекулярных структур по сравнению с композициями прототипа.

Такое течение закачки и структурирования композиций по заявляемому способу при закачивании их в скважину будет обеспечивать высокую эффективность упрочнения слабосцементированных коллекторов и изоляцию от водопроявления.

Результаты исследования реологических свойств композиций ВПР показывают, что исходные композиции ВПР по заявляемому способу закачиваются с меньшим напряжением сдвига в процессе закачки по сравнению с композициями ВПР по прототипу, так как при закачивании исходные композиции ВПР по заявляемому способу имеют более низкую вязкость после добавления в композиции кислоты или при использовании в качестве сшивающего агента ацетата поливалентного металла или отходов хромовых квасцов (охк).

В процессе структурирования композиций ВПР по заявленному способу после введения КФК или продуктов на его основе в композиции значительно возрастает вязкость образующихся композиций ВПР, поэтому композиции ВПР в процессе структурирования закачиваются с более высоким динамическим напряжением сдвига.

Характер течения заявляемых ВПР и ПТР, как и в прототипе, характеризуется наличием статического напряжения сдвига (СНС) и предельного динамического напряжения сдвига, которые замеряют с помощью риовискозиметра «Реотест-2».

Восстановление структуры композиций после снятия нагрузки характеризуется мерой тиксотропности, которая определяется отношением максимальной вязкости начала структурирования Ммакс к минимальной вязкости разрушенной структуры Ммин в процессе закачки Ммакс/Ммин (см. табл.2 и 4).

Степень разрушения структурной сетки при прокачивании раствора и степень восстановления ее прочности при структурировании определяются отношением предельного динамического напряжения сдвига Нстр при структурировании к предельному напряжению сдвига Нзак при закачке Нстр/Нзак.

Реологические исследования показали, что закачиваемые по заявляемому способу и прототипу вспениваемые полимерные растворы ВПР, а также закачиваемые пористые тампонажные растворы ПТР характеризуются изменением вязкости М и предельного динамического напряжения сдвига Н в процессе закачки и структурирования в пределах Ммакс/Ммин=2,1-7,0 и Нстр/Нзак=1,3-4,7 (см. табл.2 и табл.4).

Рассмотрим кривые течения ВПР и ПТР в координатах зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига, снятые в обратном направлении с максимальной скорости к минимальной во время закачки и, наоборот, с минимальной к максимальной в процессе структурирования, замеренные на приборе «Реотест-2».

Рассмотрим кривые течения ВПР и ПТР по заявляемому способу и по прототипу на фиг.1 и фиг.2, полученные в процессе закачки и структурирования композиций.

Режим закачивания ВПР по заявленному способу аналогичен режиму закачивания композиций по способу-прототипу. Исходные композиции ВПР по заявляемому способу, имеющие более низкие вязкости по сравнению с композициями ВПР по прототипу, закачиваются с меньшим напряжением сдвига по сравнению с композициями по прототипу (см. Фиг.1, кривые течения ВПР в процессе закачки по заявленному способу и прототипу).

При структурировании ВПР введение КФК или продуктов на его основе в композиции ВПР по заявляемому способу значительно увеличивает вязкость образующихся гелей, и при закачке увеличивается и статическое, и предельное динамическое напряжение сдвига (см. Фиг.1, кривые течения ВПР в процессе структурирования по заявленному способу и прототипу).

В процессе закачивания и структурирования композиций ПТР по заявленному способу наблюдается аналогичная картина, что и при закачивании и структурировании ВПР (сравни Фиг.1 и Фиг.2, кривые течения ВПР и ПТР в процессе закачивания и структурирования по заявленному способу).

Закачивание композиций ПТР по заявляемому способу происходит с меньшим статическим и предельным динамическим напряжением сдвига, чем закачивание композиций ПТР по прототипу.

Низкие значения статического и предельного динамического напряжения сдвига в процессе закачивания композиций ПТР по заявленному способу объясняются тем, что исходные закачиваемые композиции ПТР имеют низкую вязкость по причине низкой скорости образования геля при температуре до 40°C.

В процессе структурирования композиций ВПР и ПТР по заявленному способу образуются высоковязкие гели, имеющие более высокие статические и предельные напряжения сдвига при разных скоростях сдвига, чем в композициях по прототипу.

По заявленному способу после закачки вспененного сшитого полимерного раствора закачивают пористый тампонажный раствор, который может дополнительно содержать в качестве наполнителя глину, древесные опилки, резиновую крошку, цемент или другие компоненты в количестве 0,5-10 мас.%.

При использовании композиций ПТР для создания заколонного фильтра в продуктивном пласте в композицию добавляют водоудерживающую добавку, чтобы связать в композиции ВТР по заявляемому способу свободную воду, образующуюся в результате сжатия пространственной полимерной сетки гелиевых структур, до камня.

В качестве водоудерживающей добавки используют вышеуказанные основные соли неорганических полиэлектролитов, объединенных общей формулой Aln(OH)3n-1 Cl, где n=1-5, например, основные соли хлорида алюминия в количестве 1,0-5,0 мас.%.

Введение водоудерживающей добавки в композицию по заявляемому способу повышает ее водоудерживающую способность, а также способствует ускорению твердения образующегося камня и повышению непроницаемости его.

При низких концентрациях КФК или продуктов на его основе в количестве 0,5-7,0 мас.% в композициях ВПР и ПТР образуются подвижные упругие гели. Такие композиции легко закачивать в низкопроницаемые участки пласта, а также в застойные и слабо дренированные зоны пласта.

В закачиваемых композициях, предназначенных для создания заколонного фильтра в продуктивном пласте, гелеобразование и сшивка гелиевых структур проходит при высоких концентрациях компонентов. В этом случае в результате прохождения глубокой реакции сшивки гелиевых структур в дальнейшем происходит сжатие полимерной сетки до образования однородной структуры, твердеющей до камня.

В результате закачки композиций заявляемого способа по сравнению с прототипом увеличиваются следующие свойства:

- Увеличение пескоудерживающих свойств композиций и увеличение проницаемости коллекторов в зоне крепления.

- Увеличение надежности водоизоляции обводнившихся скважин и увеличение фильтрации через нефтенасыщенные части пласта.

- Увеличение прочностных свойств композиций.

- Увеличение реологических свойств композиций.

- Увеличение герметичности крепления при создании заколонного фильтра в продуктивном пласте.

В результате последовательной закачки ВПР и ВТР мы получаем дополнительный синергетический эффект при совместном их использовании. Закачка ВПР обеспечивает снижение градиента давления для водной фазы в значительно большей степени, чем для нефтяной, что вызывает снижение обводненности и перемещение частиц песка к перфорационным каналам скважины. При закачке ВПР призабойная зона скважины испытывают максимальное воздействие от существующего перепада давления, что приводит к вытеснению и/или разрушению ВПР. Чтобы выдержать высокий перепад давления, закачиваемые композиции должны обладать высокими прочностными и пескоудерживающими способностями, для чего необходимо усилить адгезию ВПР на породе как за счет улучшения компонентного состава, так и за счет использования высокопрочной пористой тампонажной оторочки - закачки ВТР.

Совместный эффект от закачки композиций ВПР и ВТР обеспечивает увеличение прочности и сохранность обеих оторочек от преждевременного разрушения, что обеспечивает увеличение межремонтного периода и, как следствие, увеличение добычи углеводородов.

Заявляемый способ крепления призабойной зоны скважины осуществляют следующим способом.

В пескопроявляющую добывающую скважину, обсаженную колонной, вскрытую перфорацией в интервале продуктивного пласта и оборудованную спущенной до интервала перфорации НКТ, закачивают вспененный сшитый полимерный раствор в объеме 2/3 закрепляемой зоны (около 2-8 м2). Закачку осуществляют в высокопроницаемые, слабосцементированные участки призабойной зоны скважины. Композицию выдерживают в пласте не менее 30 минут для структурирования и обеспечения сцепления вспененного сшитого полимерного раствора с породой.

Приготовленный пористый тампонажный раствор закачивают в зону перфорации, частично задавливают в пласт, перекрывая зону перфорации, оставляют на ОЗЦ на 24-36 часов. Затем разбуривают тампонажный стакан и обычным способом вызывают приток жидкости с предварительной обработкой пенокислотным составом.

Результаты фильтрационных и реологических исследований композиций ВПР и ВТР, пескоудерживающих свойств вспененного сшитого раствора, водоизолирующих свойств его для нефтенасыщенных и водонасыщенных моделей пласта, а также пористость композиций представлены в табл.1-4 и 1А.

Пример 1. По предлагаемому способу в качестве вспененного полимерного раствора используют водный раствор 0,15-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера: ПАА с ММ=16·106 и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или ПАА с ММ=1,5·106 и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ-600 (под шифром П-3) или полиметакриловой кислоты ПМАК (под шифром П-4), или поливинилацетата ПВА (под шифром П-5) на минерализованной сточной или разбавленной пластовой воде или эмульсии анионного полимера в масле (под шифром П-6), 0,1-20,0 мас.% ПАВ или смеси их, 0,5-20,0 мас.% карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе, 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного металла, 0,32-7,0, мас.% хлорида аммония, 0,41-8,96 мас.% нитрита натрия, вода остальное (см. табл.1).

Кроме того, синтезы 9, 13, 14, 17, 19 и 20 вспененного полимерного раствора содержат дополнительно кислоту или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.%, а синтезы 13, 14, 19 и 20 содержат в качестве облегчающей добавки алюмосиликатные полые микросферы в количестве 0,5-10,0 мас.% (см. табл.1 и табл.1А).

Для фильтрации предлагаемых композиций заранее готовят колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники с неравномерно расчленными прослоями плотных разностей алевритов и глин и слабосцементированный песок фракции 0,5-1,0 мм в количестве 10 мас.%.

Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость колонок по пресной воде, которая составила 3,50-6,0 мкм2 (K1). Затем предлагаемые композиции фильтруют на фильтрационной установке

С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций. После этого колонку выдерживают при 60°C в течение 12 часов на реагирование. Затем прокачивают через колонку воду для определения фильтруемости воды через водонасыщенную модель пласта и определения пескоудерживающей способности композиций при избыточном давлении.

Затем по предлагаемому способу приготовленные композиции фильтруют через насыщенные нефтью вышеуказанные колонки.

Колонки под вакуумом насыщают сначала водой, весовым способом определяют исходную проницаемость колонок по воде, затем колонку насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-36,0% и 2,30-4,0 мкм2. Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций.

После этого колонку выдерживают при 60°C в течение 12 часов на реагирование. Затем прокачивают через колонку нефть для определения фильтруемости нефти через нефтенасыщенную модель пласта.

Содержание компонентов и результаты фильтрационных исследований композиций ВПР представлены в табл.1 и табл.1А.

Для композиций ВПР по заявляемому способу сняты реологические показатели закачки и структурирования (см. Табл.2).

На заключительном этапе определяют устойчивость геля к вымыванию из породы путем обратной прокачки исходной пластовой жидкости (нефть или вода) 10-15 поровых объемов керна с последующим замером проницаемости по данному флюиду в прямом направлении.

При прокачке через керн, содержащий 10 мас.% слабо сцементированного песка фракции 0,5-1,0 мм, композиции ВПР показали хорошую адгезию к породе и хорошую пескоудерживающую способность.

Пример 2. По прототипу закачивают в качестве вспененного полимерного раствора водные растворы 1,5-2,5 мас.% водорастворимого анионного полимера, указанного в примере 1, на минерализованной сточной или разбавленной пластовой воде, 1-3 мас.% ПАВ и воздух в качестве вспенивателя, 0,01-0,30 мас.% сшивателя-стабилизатора, остальное - вода (см. табл.1 синтезы 4, 6, 8, 10, 12),

По прототипу фильтруют приготовленные композиции через водонасыщенную и нефтенасыщенную колонки на фильтрационной установке (см. Пример 1). С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций по прототипу.

После этого колонки выдерживают при 60°C в течение 12 часов на реагирование. Затем прокачивают через колонки воду или нефть для определения фильтруемости воды или нефти через водонасыщенную или нефтенасыщенную модель пласта соответственно.

Результаты фильтрационных исследований композиций по прототипу представлены в табл.1.

Результаты реологических исследований композиций ВПР по прототипу в процессе закачки и структурирования представлены в табл.2.

Пример 3. По предлагаемому способу в качестве пористого тампонажного раствора используют композиции, включающие 39,04-96,27 мас.% кремнийсодержащего вещества или смесь их, 3,0-45,0 мас.% карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе, 0,32-7,0 мас.% хлорида аммония 0,41-8,96 мас.% нитрита натрия (см. табл.3).

Кроме того, композиции пористого тампонажного раствора могут содержать наполнитель и водоудерживающую добавку, например, 7, 9, 12, и 13 синтезы пористого тампонажного раствора (см. табл.3) содержат наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.%, а композиции в синтезах 5 и 7 содержат водоудерживающую добавку в количестве 1-5 мас.%.

Для композиций ПТР по заявляемому способу сняты реологические показатели в процессе закачки и структурирования (см. Табл.4).

Пример 4. По прототипу в качестве пористого тампонажного раствора используют смесь вспененного полимерного раствора и водного цементного раствора в мас.% в соотношении, соответственно, 18-42 и 58-82 при водоцементном наполнении (в/ц), равным 0,4 (см. табл.3.).

Для композиций ПТР по прототипу сняты реологические показатели закачки и структурирования (см. Табл.4).

Техническим результатом является создание эффективного способа крепления призабойной зоны пласта, включающего закачку сшитого вспененного модифицированного полимера с использованием карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе, более мощного по вязкости и имеющего низкие параметры в процессе закачки и высокие параметры в процессе структурирования для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций и использование в качестве пористой тампонажной композиции бесцементной смеси компонентов с использованием газообразователя для образования однородной пористой структуры тампонажного раствора, твердеющего до камня.

Благодаря применению широкого спектра компонентов для использования их в закачиваемых композициях и широкого диапазона концентраций используемых компонентов по предлагаемому способу композиции можно использовать для создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водных и газовых скважин, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для проработки низкопроницаемых участков ласта,

Достижения от совместного использования ВПР и ВТР в способе крепления призабойной зоны скважин:

- Решение проблемы пескопроявления в результате высокой прочности закрепленной зоны и увеличение проницаемости коллектора в зоне крепления.

- Надежная водоизоляция скважин.

- Увеличение герметичности крепления при создании заколонного фильтра в продуктивном пласте в слабосцементированных коллекторах.

- В качестве ВТР использование бесцементной тампонажной смеси компонентов для закрепления фронта закачки после закачки ВПР и при создании заколонного фильтра в продуктивном пласте.

- Использование бесцементных смесей - альтернатива закачки цементных смесей.

- Простота и технологичность крепления призабойной зоны скважины в отличие от известных технологий.

- Композиции ВПР и ВТР имеют низкие реологические показатели в процессе закачки и высокие реологические показатели в процессе структурирования.

- Увеличение межремонтного периода скважины.

1. Способ крепления призабойной зоны скважины, включающий закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора с предварительной закачкой вспененного полимерного раствора, отличающийся тем, что предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%:

анионный водорастворимый полимер
или эмульсию анионного
полимера в масле 0,15-5,0
поверхностно-активное вещество ПАВ
или смесь ПАВ 0,1-20,0
карбамидоформальдегидный концентрат
или продукты на его основе 0,5-20,0
соль поливалентного металла 0,01-0,30
хлорид аммония 0,32-7,0
нитрит натрия 0,41-8,96
вода остальное,

и затем пористый тампонажный раствор,
содержащий, мас.%:
кремнийсодержащее вещество
или смесь кремнийсодержащих
веществ 39,04-96,27
карбамидоформальдегидный концентрат
или продукты на его основе 3,0-45,0
хлорид аммония 0,32-7,0
нитрит натрия 0,41-8,96

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вспененный полимерный раствор дополнительно содержит неорганическую или органическую кислоту, или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.%.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вспененный полимерный раствор дополнительно содержит алюмосиликатные полые сферы в количестве 0,5-10 мас.%.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что пористый тампонажный раствор дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.%.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что пористый тампонажный раствор дополнительно содержит водоудерживающую добавку в количестве 1,0-5,0 мас.%.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве наклонно-направленных и горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобыче, а именно к способам предотвращения выноса песка из скважин. .
Изобретение относится к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны, используемой при нефтегазодобыче. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритока пластов. .
Изобретение относится к полимерным материалам, в частности к эпоксидным компаундам «холодного» отверждения аминными отвердителями в присутствии воды и растворенными в ней минеральными солями и продуктами нефтедобычи.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов на любых глубинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к способу изоляции водопритока и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составу для снижения вязкости нефти и повышения нефтеотдачи пластов в условиях низкотемпературного нефтяного пласта с применением микроорганизмов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составу для снижения вязкости нефти и повышения нефтеотдачи пластов в условиях низкотемпературного нефтяного пласта с применением микроорганизмов.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к способам приготовления бурового раствора на углеводородной основе, представляющего собой обратную эмульсию и применяемого для промывки при бурении нефтяных и газовых скважин с сильно искривленным стволом, скважин с большим проложением и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к реагентам комплексного действия для технологических жидкостей на полисахаридной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к реагентам комплексного действия для технологических жидкостей на полисахаридной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к водным жидкостям, загущенным вязкоупругим поверхностно-активным веществом - ВУП, эффективным как обрабатывающие жидкости и, в частности, как жидкости для гидроразрыва подземных пластов.
Изобретение относится к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны, используемой при нефтегазодобыче. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составу для снижения вязкости нефти и повышения нефтеотдачи пластов в условиях низкотемпературного нефтяного пласта с применением микроорганизмов.

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способу крепления призабойной зоны пласта, создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин, и может применяться для регулирования разработки нефтяных месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления

Наверх