Способ ограничения водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ. Предложен способ ограничения водопритока в скважину, включающий приготовление и закачку водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. Предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм. Гелеобразующую композицию готовят путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент – остальное. Осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0%-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80% от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0%-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку. Техническим результатом является блокировка высокообводненных нефтяных скважин за счет увеличения изоляционных свойств создаваемых экранов, не требующих обязательного закрепления дополнительными тампонажными материалами. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважины, изоляции различных источников обводнения добывающих скважин, ликвидации заколонных перетоков, отключения пластов и пропластков, а также к способам повышения нефтеотдачи пластов методом выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Область применения: призабойная зона терригенного или карбонатного коллектора.

Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий закачку в призабойную зону оторочек изолирующего состава на основе полимера, при увеличении концентрации изолирующего состава, в изолирующий состав вводят сшиватель и древесную муку для образования полимерволокнистодисперсной системы, при этом сшиватель вводят в раствор полимера с древесной мукой непосредственно в нагнетательный трубопровод, после насосного оборудования для исключения механической деструкции сшитой полимерволокнистодисперсной системы, и сначала производят закачку низкоконцентрированных растворов при содержании полимера 0,15%, сшивателя 0,015% и древесной муки 0,1%, постепенно повышая концентрацию полимера до 0,5%, сшивателя до 0,05% и древесной муки до 0,6%, в качестве сшивателя используют водный раствор ацетата хрома, а в качестве полимера - полиакриламид (Патент KZ №28933, МПК E21B 33/138, E21B 37/06, 15.09.2014).

Недостатком данного способа является разрушение по истечении времени образуемой структуры, размыв ее пластовой жидкостью и проявление повторных прорывов воды в скважину. Также используемый в способе полиакриламид значительно теряет свои реологические свойства в минерализованной воде, что снижает эффективность способа и ограничивает его применение на месторождениях с высокоминерализованными пластовыми водами. Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава на основе ксантана, ацетата хрома, щелочи и воды, гелеобразующий состав дополнительно содержит полиакриламид или эфир целлюлозы и бактерицид при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантан 0,05-0,5, полиакриламид или эфир целлюлозы 0,025-2,0, щелочь 0,005-0,1, бактерицид 0,03-0,3, ацетат хрома 0,005-0,2, вода - остальное, соотношение ксантана к полиакриламиду или к эфиру целлюлозы составляет от 1:0,25 до 1:10, причем до и после закачки гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора (Патент №2347897, МПК E21B 43/22, C09K 8/90, 27.02.2009).

Известный способ малоэффективен и ограничен в применении на месторождениях с высокопроницаемыми продуктивными пластами и пластами, осложненными естественной и техногенной трещинноватостью.

Наиболее близким по технической сущности является способ применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, включающий приготовление и закачку состава, предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав. Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, содержащий глинопорошок, полимер и воду, состав дополнительно содержит древесную муку, а в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Глинопорошок 100
Полиакриламид Праестол 2540 0,10-0,20
Древесная мука 2,0-4,0
Вода 200-400

(Патент РФ №2483093, C09K 8/50, E21B 33/00, 27.05.2013).

Недостатком данного способа является то, что используемый в изобретении состав обладает слабой адгезией к породам, слагающим коллектор, вследствие чего при освоении и в процессе эксплуатации скважины возможно вымывание композиции, что может приводить к осложнениям в работе глубинно-насосного оборудования. Недостаточная сдвиговая прочность композиции при высоких градиентных давлениях приводит к разрушению структуры и повторному прорыву воды. Вследствие этих причин при проведении изоляционных работ с применением данного способа требуется проведение дополнительных затратных ремонтных работ, связанных с докреплением закачанного водоизоляционного состава тампонажным цементом. Предложенный в способе технологический процесс приготовления и закачки состава ввиду использования нескольких отдельных сухих компонентов системы не позволяет в полевых условиях получать композицию со стабильным заданным содержанием каждого компонента в воде при непрерывном режиме закачки, что может привести в процессе закачки к нарушению компонентного состава изобретения и, как следствие, к осложнениям в скважине и/или низкой эффективности проведенных работ.

Технической задачей настоящего изобретения является разработка высокотехнологичного и эффективного способа ограничения водопритока с применением состава, сохраняющего реологические свойства в широком диапазоне минерализации воды и обладающего избирательностью воздействия, позволяющего осуществить длительную качественную блокировку высокообводненных нефтяных скважин за счет увеличения изоляционных свойств создаваемых экранов, не требующих обязательного закрепления дополнительными тампонажными материалами, а также создание способа применения формы состава, исключающего нарушения пропорций компонентов в закачиваемой системе при технологическом процессе приготовления и закачки.

Поставленная задача решается тем, что способ ограничения водопритока в скважину включает приготовление и закачку водной суспензии древесной муки, глинопорошка и полиакриламида, предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм, и гелеобразующую композицию путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент - остальное, осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0%-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80% от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0%-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку. Микроволокнистый реагент содержит, в мас.%: древесную муку 20-60, стабилизирующую добавку 3-10, глинопорошок - остальное.

В заявленном способе используют следующие реагенты:

глинопорошок по ТУ 39-0147001-105-93,

древесная мука по ГОСТ 16361-87,

в качестве стабилизирующей добавки используют ксантан марки Ziboxan F80, камедь ксантановую марки Veken, гуаровую камедь марки SUPREME-106 или их смесь, полиакриламид по ТУ 2216-006-63121839-2010, ТУ 2458-008-82330939-2008 (DP9-8177), ТУ 2216-025-70896713-2009 (Seurvey R), полиакриламиды марки АК-631иАК,

в качестве сшивателя преимущественно используют бихромат калия технический по ГОСТ 2652-78 или бихромат натрия по ГОСТ 2651-78, в качестве восстановителя используют тиосульфат натрия технический по ГОСТ 244-76,

воду используют пресную, минерализованную, высокоминеразизованную сточную или пластовую.

Микроволокнистый реагент в предлагаемом способе представляет собой порошок желтовато-серого цвета, состоящий из высокодисперсных микроволокон размером не более 50-70 мкм. Указанный порошок получают смешением древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, предварительно древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем их совместного измельчения. Гелеобразующая композиция представляет собой смесь микроволокнистого реагента, полиакриаламида, сшивателя и восстановителя, полученную путем их смешения в заводских условиях. Стабилизирующая добавка, содержащаяся в реагентах, обладает способностью к загущению при низкой концентрации, способностью придавать устойчивость реагентам к механической деструкции и высокой минерализации воды, а также имеет псевдопластичные свойства. Суспензии порошковых реагентов образуют в воде тиксотропную систему, которая восстанавливается после механического разрушения за определенный период времени, по истечении которого суспензии реагентов переходят в структурированное «студнеобразное» состояние. Приведенные в способе реагенты не вызывают изменений физико-химических свойств отбираемой нефти, поскольку химический состав поверхности частиц является инертным по отношению к нефти (не вызывает окисления и образования стойких эмульсий), обладают низкой коррозионной активностью. Реагенты по классификации опасности по ГОСТ 12.1.005 относятся к классу 4 опасности (малоопасные вещества).

Способ осуществляется следующим образом.

Технологический процесс реализуется через добывающие и нагнетательные скважины, температура пласта от 15°C до 90°C. Готовят микроволокнистый порошкообразный реагент путем механической активации древесной муки и глинопорошка, которую проводят их смешением в заданных пропорциях и измельчением до дисперсности не более 50-70 мкм, затем вводят стабилизирующую добавку. Готовят гелеобразующую композицию смешением микроволокнистого реагента, полиакриламида, бихромата калия или натрия и тиосульфата натрия в заданных концентрациях.

Далее на скважине готовят водные суспензии микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. На эжекторное устройство установки УДР-ВП (установка по дозированию реагентов вибрационная переносная ТУ 3667-001-09749372-2016) подается под давлением вода. Одновременно в камеру смешения эжектора сверху с помощью вибродозатора производится регулируемая подача реагента. В результате разряжения происходит захват и смешение с водой дозируемого реагента.

Регулирование подачи (расхода) реагента производится с помощью частотного преобразователя, позволяющего изменять производительность вибродвигателя. Таким образом, зная текущий расход воды в трубопроводе (по показаниям расходомера-счетчика) и имея установленную по результатам тарировки зависимость «частота вибродвигателя (Гц) - расход реагента (кг/час)», можно обеспечить точную плановую весовую дозировку реагента и приготовить водную суспензию заданной концентрации с обеспечением непрерывности технологического процесса закачки композиций в скважину. Полученная в камере смешения эжектора водная суспензия заданной концентрации далее по трубопроводу поступает на бункер насосного агрегата ЦА-320. Технология реализуется путем закачки в пласт расчетного объема водных суспензий реагентов - первой оторочкой закачивают в скважину водную суспензию микроволокнистого реагента, затем оторочку водной суспензии гелеобразующей композиции. Общий объем закачки определяют исходя из геолого-физических условий объекта воздействия и рассчитывают по формуле:

Vз=3,14*m*h*R2,

где Vз - объем закачки, м3, m - коэффициент пористости, h - расчетная толщина, м, R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана, м.

Соотношение объемов оторочек и концентрации водных суспензий реагентов устанавливаются в зависимости от приемистости изолируемых толщин. В случае резкого повышения давления закачки на 20-30% от установившегося в процессе обработки производят переход на суспензии реагентов меньшей концентрации на 1-2% либо сокращают объем закачки. В случае, когда после закачки рассчитанного объема суспензий в скважинах не происходит повышения давления закачки или снижения приемистости более чем на 10% от первоначального, увеличивают объем суспензий реагентов или концентрацию суспензий на 1-2%. После завершения закачивания планового объема суспензий реагентов проводят продавку расчетным объемом воды с определением приемистости. В случае проведения изоляционных работ через дополнительно созданные в эксплуатационной колонне специальные отверстия проводят докрепление путем закачки тампонирующей оторочки на основе цемента. Далее проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. В лабораторных условиях проведены испытания предлагаемого способа и его наиболее близкого аналога с целью оценки эффективности применения в технологиях увеличения нефтеотдачи. Лабораторные исследования проведены на естественных кернах терригенных и карбонатных отложений средне- и высокопроницаемых зон диаметром 3,0 см и длиной 3,67-4,16 см. Подготовку кернов проводили согласно ГОСТу 26450.2-85, ГОСТу 26450.1-85. Результаты исследования водоизолирующей способности приведены в таблице 1.

Опытно-промышленные испытания реагента при выполнении работ по изоляции водопритоков в добывающих скважинах и ликвидации заколонной циркуляции проведены на 14 скважинах (Таблица 2). Общие объемы закачек, объемные соотношения оторочек и концентрации водных суспензий реагентов рассчитывали в зависимости от геолого-физических характеристик скважин и решаемых задач. Удельная приемистость скважин в процессе закачки водных суспензий реагентов снизилась в среднем на 37%. Дебит скважин по нефти увеличился в среднем в 2,5 раза.

Приводим примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. В добывающей скважине в процессе эксплуатации произошло резкое увеличение обводненности с 70% до 98,7%. По результатам проведенных промыслово-геофизических исследований скважины выявлено наличие заколонной циркуляции жидкости с нижнего водоносного пласта в действующий интервал перфорации. В скважину спустили пакер над интервалом перфорации, определили приемистость скважины, которая составила 288 м3/сут при давлении 80 атм. В скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) через действующий интервал перфорации закачали 15 м3 водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. В процессе закачки давления выросло до 120 атм, нагнетание состава прекратили и продавили водой в объеме 2,6 м3. Скважину оставили на структурообразование на 48 часов. После запуска скважины в работу обводненность добываемой продукции стабилизировалась на уровне 75%.

Пример 2. Добывающая скважина, вскрывшая монолитный карбонатный пласт в водонефтяной зоне залежи, в процессе эксплуатации в результате подъема ВНК и образования воронки депрессии, обводнилась подошвенной водой до 99% и была переведена в пьезометрический фонд. В скважине определили приемистость, составившую 320 м3/сут при давлении 40 атм. В скважину с использованием установки по дозированию реагентов УДР-ВП и насосного агрегата ЦА-320 приготовили и закачали через существующий интервал перфорации 50 м водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции, приготовленного на пластовой воде, плотностью 1,16 г/см3. Средняя концентрация реагентов в воде составила 4,4%, расход реагентов 2,3 тонны. Произвели продавку рабочих составов водой в объеме 3,5 м3. В процессе продавки определили приемистость скважины, которая составила 305 м3/сут. при давлении 65 атм. Скважину оставили на структурное упрочнение на 48 часов. В скважину по результатам освоения спустили штанговый насос. После выхода скважины на установившийся режим обводненность добываемой продукции по скважине составила 30%. Примеры 3-14 выполняют аналогично.

Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритока является высокотехнологичным в приготовлении и закачке и эффективным для скважин, характеризующихся наличием зон с высокой проницаемостной неоднородностью и где необходимо блокирование водопромытых высокопроницаемых каналов и трещин, позволяет осуществить длительную качественную блокировку обводненных нефтяных скважин. Реагенты, применяемые в способе, сохраняют реологические свойства в широком диапазоне минерализации воды, обладают эффективными закупоривающими свойствами и высокой стабильностью.

1. Способ ограничения водопритока в скважину, включающий приготовление и закачку водной суспензии древесной муки, глинопорошка и полиакриламида, отличающийся тем, что предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм, гелеобразующую композицию готовят путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент - остальное, осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0%-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80% от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0%-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют микроволокнистый реагент при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Древесная мука 20-60
Стабилизирующая добавка 3-10
Глинопорошок остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу цементирования, способу уменьшения загрязнения примесями при получении цементной композиции, к цементной системе с замедленным сроком схватывания и композиции для цементирования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему: обеспечение пуццолановой суспензии, содержащей пуццолан и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах. Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных и газовых скважинах включает остановку скважины, в которой уровень водонефтяного контакта перекрыл нижние отверстия интервала перфорации.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным тампонажным составам на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности при бурении и ремонте нефтяных, газовых и водных скважин.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к системам и способам вспомогательного уплотнения перфораций, расположенных в скважинной обсадной колонне и, конкретнее, к системам и способам заканчивания скважины с использованием вспомогательного уплотнения.

Изобретение относится к способу цементирования, способу уменьшения загрязнения примесями при получении цементной композиции, к цементной системе с замедленным сроком схватывания и композиции для цементирования.

В настоящем изобретении приводится композиция поверхностно-активного вещества для использования в обработке и извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении набухающих неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение протяженности изоляционного экрана, повышение нефтеотдачи пласта за счет осадкообразования и закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон.

Изобретение относится к способу получения блок-сополимеров, к блок-сополимеру и его применению в качестве регулятора реологических свойств жидкой среды. Способ получения блок-сополимера включает этап (Е) мицеллярной радикальной полимеризации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для растворения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности скважинного оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах.
Изобретение относится к резинотехнической промышленности и может быть использовано в нефтедобывающей отрасли. Нефтепромысловый элемент получают из композиции, включающей компоненты при следующем соотношении, мас.ч.: бутадиен-нитрильный каучук – БНК или комбинация БНК с гидрированным бутадиен-нитрильным каучуком – ГБНК (100,0), эфир целлюлозы (1,0-30,0), сополимер акриловой кислоты с амидом акриловой кислоты или акрилатом калия (60,0-120,0), технический углерод (50,0-90,0), высокодисперсный оксид кремния (15,0-50,0), оксид цинка (3,0-7,0), магнезия жженая (3,0-10,0), стеариновая кислота (1,5-3,0), антиоксиданты (2,0-3,0), вулканизующая система: сера (0,5-3,0) и ускорители вулканизации (1,3-3,5) или органический пероксид (4,5-10,0) и соагент вулканизации (100% активного вещества) (3,6-5,0), технологические добавки (1,0-3,0).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Группа изобретений относится к покрытию стоматологических керамических материалов. Технический результат – окрашивание без ущерба для яркости, имитация внешнего вида индивидуального природного зуба, легкая наносимость раствора для покрытия.

Данное изобретение обеспечивает достижение технического результата в части улучшенного регулирования водоотдачи, гидратации, осаждения и разделения водных цементирующих композиций в широких температурных и временных интервалах. Изобретение относится к способу изготовления водной цементирующей суспензии, способу изготовления конструкции нефтяной скважины, к водной цементирующей композиции. Данное изобретение основано по меньшей мере частично на частицах с выделением в воду, используемых в качестве добавок для композиций, при этом частицы активируются, чтобы регулировать реологию, когда водорастворимые части частиц высвобождаются в присутствии воды. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ. Предложен способ ограничения водопритока в скважину, включающий приготовление и закачку водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. Предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм. Гелеобразующую композицию готовят путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент – остальное. Осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80 от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку. Техническим результатом является блокировка высокообводненных нефтяных скважин за счет увеличения изоляционных свойств создаваемых экранов, не требующих обязательного закрепления дополнительными тампонажными материалами. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Наверх