Реагенты глушения для скважин

Капитальный ремонт и глушение скважин

Главная / Капитальный ремонт и глушение скважин

Фильтр товаров

Не сортировать

Компания «Промышленная химия» предлагает оптовую реализацию реагентов, применяемых для ввода в цементные растворы во время капитального ремонта и глушения скважин: пеногаситель, ретардер, газоблокатор, диспергаторы. Все вещества сертифицированы и отличаются высоким качеством. Ремонт газовых и нефтяных скважин – один из этапов восстановления оборудования для добычи полезных ископаемых. Ремонтные работы делятся на текущие, происходящие в плановом порядке, и капитальные, требующие более масштабного подхода.

Назначение капитального ремонта скважин

В процессе капитального ремонта происходят мероприятия по восстановлению следующих функциональных частей и узлов:

эксплуатационных обсадных колонн;
призабойной зоны пласта;
спуско-подъемного оборудования;
цементного кольца.

Наряду с обновлением технической части производится гидроразрыв пласта, прочистка стволового пространства, ликвидация последствий аварий, промывки, неоднократные цементные заливки. По объему и характеру восстановительных мероприятий капремонт делится на две категории: ремонт на глубине до 1,5 тыс. м и более 1,5 тыс. м.

Факторы необходимости в капремонте

Существует такое понятие, как скважино-ремонт. Это единица работ по ремонту оборудования, в состав которой входят все этапы восстановительного характера, от подготовительного до вводного в эксплуатацию.

Поводом для капитального ремонта скважины может стать одна из следующих причин:

повышение технико-экономических показателей и, как следствие, возможность добычи большего объема полезных ископаемых;
соблюдение норм и правил технологии разработки пласта, месторождения, залежей;
повышение показателей проницаемости пласта для увеличения продуктивности;
инженерно-технологическая сторона, несоответствующая условиям эксплуатации скважины;
несовпадение таких показателей, как дебит нефти, объем воды, давление нагнетания, приемистость.

Капитальный ремонт начинают незамедлительно при возникновении аварийной ситуации, когда требуется срочная замена исследовательского или скважинного оборудования. В процессе подготовки к капремонту происходит глушение скважины.

Компания «Промышленная химия» предлагает реагенты, которые в полной мере отвечают требованиям, предъявляемым к химсырью, и увеличивают эффективность ремонтных работ.

chemprome.com

Глушение нефтяных и газовых скважинЩадящее глушение скважин

При эксплуатации нефтегазовых скважин операция их глушения является одним из наиболее распространенных мероприятий. Как правило, каждая скважина подвергается глушению не реже одного раза в год из-за необходимости проведения подземных ремонтов, смены насосного оборудования, промывки забоя от загрязнений и т.д. При этом каждое глушение скважины оказывает серьезное негативное влияние на состояние призабойной зоны пласта (ПЗП), увеличивает ее водонасыщенность, ухудшает фильтрационные свойства и снижает коллекторские свойства пласта.

Такое снижение естественной проницаемости призабойной зоны пласта обусловливается поглощением жидкости глушения продуктивным пластом как вследствие сниженного пластового давления и превышения допустимых величин репрессии на пласт, так и в результате капиллярной пропитки в гидрофильные породы. Попадание жидкости глушения в продуктивный пласт может приводить к следующим явлениям, которые неизбежно приводят к снижению фильтрационно-емкостных свойств ПЗП:

набуханию глинистого материала породы;
кольматации пористой среды коллектора частицами твердой фазы жидкости глушения и продуктами коррозии;
образованию стойких водонефтяных эмульсий в ПЗП;
увеличению водонасыщенности ПЗП, обусловленной капиллярными и поверхностными явлениями, что приводит к возникновению эффекта «водной блокады»;
выпадению нерастворимых солей, при смешении жидкости глушения с пластовыми флюидами, имеющими различный ионно-катионный состав.

Эти процессы серьезно сказываются на режиме эксплуатации скважин - снижается их дебит (в 1,5 – 2 раза), увеличивается длительность процесса их освоения (1 – 5 сут.) и вывода на режим (10 – 30 сут.), растет обводненность добываемой продукции (на 30 – 70 %). Необходимость снизить негативные эффекты при глушении скважин обусловило разработку методов «щадящего глушения», направленных на снижение влияния негативных факторов при глушении скважин и сохранение коллекторских свойств пласта. Группа компаний Zirax является лидером российского рынка по разработке и производству систем для глушения скважин и совместно с партнерами уделяет особое внимание разработке методов «щадящего глушения скважин»

Основные методы щадящего глушения группы компаний «Zirax»

Отличительной особенностью солевых систем от Zirax является использование в качестве базовых только чистых солей, не содержащих твердой фазы, что снижает риск кольматации ПЗП. Для предотвращения образования осадков солей из-за неодинакового ионно-катионного состава пластовых вод и жидкостей глушения предлагаются безкальциевые системы, применение которых особенно актуально при риске образования сульфатных и карбонатных солей.

Ввод гидрофобизаторов в жидкости глушения, прежде всего, нацелен изменение смачиваемости поверхности пористой среды в ПЗП, что снижает глубину пропитки коллектора водносолевым раствором, облегчает удаление его из пласта при освоении скважины и запуске ее в эксплуатацию, усложняет повторную гидратацию при последующих циклах глушения. Помимо этого снижение межфазного натяжения на границе жидкость глушения-нефть, предотвращает образование стойких эмульсий и разрушает уже образовавшиеся, существенно снижает набухание глинистой составляющей коллектора.

Технология глушения скважин на основе специальных блокирующих составов (блок-пачек), позволяет контролировать поглощение жидкости в продуктивный пласт. Данная технология особо актуальна при глушении скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД) и при глушении многопластовых скважин с различным пластовым давлением.

Технология глушения скважин инвертными эмульсиями позволяет избежать недостатков использования водных растворов. Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность ПЗП, предотвращает набухание глин и выпадение нерастворимых солей.

www.zirax.ru

реагенты для промывки скважины от российской нефтесервисной компании «АКРОС»

Суть технологии заключается в закачивании жидкости в затрубное пространство. Объем реагентов определяют по расчетной производительности агрегатов. Для обеспечения давления на пласт создают противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства. Во время закачки жидкости для глушения скважины забойное давление поддерживают постоянным, равным гидравлическому сопротивлению, но немного большим, чем пластовое. Давление в трубах перед штуцером также должно быть постоянным, а в затрубном пространстве – снижаться. После полного открытия штуцера прокачку раствора вплоть до вымывания проводят при постоянном давлении затрубного пространства.

Компания «АКРОС» предлагает широкий спектр решений для щадящего глушения скважин. Специалисты используют современные реагенты и уникальные рецептуры для максимально эффективной работы в забое.

ТРЕБОВАНИЯ К ХАРАКТЕРИСТИКАМ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ

Определенные показатели плотности.
Совместимость с пластовыми флюидами.
Химическая инертность по отношению к материалам коллектора и окружающей среде.
Отсутствие коррозионного воздействия на металлические поверхности скважинного оборудования и производственных коммуникаций. Предотвращение необратимой кольматации пор и трещин продуктивного пласта твердыми частицами.
Ингибирование глинистых частиц, предотвращение их набухания в пластовой воде разной кислотности.
Экологическая безопасность.
Пожаро- и взрывобезопасность.
Стабильность свойств при определенных условиях в течение длительного времени, необходимого для проведения работ.
Простая технология приготовления.
Доступная цена.

РЕШЕНИЯ ДЛЯ ЩАДЯЩЕГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ОТ КОМПАНИИ «АКРОС»

MEX-BLOCK OB – блок-составы на углеводородной основе. Жидкости глушения скважины представляют собой обратимые инвертно-эмульсионные системы двойного действия, разработанные для чистого заканчивания в гидрофобных условиях и для щадящего глушения. Блок-составы MEX-BLOCK OB применяют в скважинах с открытым стволом, на участках, требующих дальнейшей чистки от фильтрационной корки в процессе добычи, в карбонатных коллекторах, в нагнетательных скважинах, на месторождениях с аномально низким пластовым давлением, при наличии в коллекторе набухающих минералов и т. д. В качестве основы для раствора можно использовать любую углеводородную жидкость, в том числе дизельное топливо.

MEX-BLOCK – жидкости на водной основе. В состав растворов входят кислоторастворимые кольматанты, полимеры. Блокирующую смесь готовят непосредственно на скважине без специального оборудования. Рецептура систем позволяет исключить вероятность поглощения жидкости глушения скважины, обеспечить быстрый выход на режим после ремонта, предотвратить попадание загрязняющих частиц в призабойную зону пласта. Блок-составы MEX-BLOCK используют при проведении ТиКРС, операций перфорации, при глушении после ГПР с высокой проницаемостью, для заканчивания горизонтальных стволов с щелевыми забойными фильтрами. Раствор также эффективен для одновременного глушения нескольких продуктивных интервалов с разным пластовым давлением.

РЕШЕНИЯ ДЛЯ ПОДБОРА ОПТИМАЛЬНОГО СОСТАВА ЖИДКОСТИ

Специалисты компании «АКРОС» разработали программу BRIDGING CALCULATOR для определения оптимальных рецептур буровых растворов. Расчет ведется по карбонату кальция. Компания «АКРОС» поставляет сертифицированные реагенты с заданным фракционным составом, подтвержденным паспортом качества продукции. С помощью программы проводят расчет сочетания фракций карбоната кальция по конкретным геологическим условиям. Определение рецептуры жидкостей глушения скважины снижает вероятность проникновения фильтрата в пласт, позволяет получать корку минимальной толщины и уменьшить мгновенную фильтрацию.

www.akros-llc.com

Глушение скважин блок-пачками – эффективное средство сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта

Сергей Демахин, Андрей Меркулов, Дмитрий Касьянов (ООО «Зиракс»)
Сергей Малайко (ООО «Зиракс-нефтесервис»)
Дмитрий Анфиногентов (ЗАО «ИКФ-СЕРВИС», M-ISWACO)
Евгений Чумаков (M-I SWACO)

При эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин время от времени возникает необходимость проведения ремонтных работ, что подразумевает необходимость в осуществлении операций глушения. При использовании традиционных жидкостей глушения (водно-солевых растворов) может происходить их поглощение в продуктивный пласт, что приводит к увеличению объема жидкости глушения и росту стоимости этих работ. Кроме того, даже незначительное поглощение жидкости в коллектор приводит к ухудшению фильтрационных характеристик пласта и осложняет освоение скважин после ремонта.

Поглощение жидкости в пласт может наблюдаться при глушении скважин с различным пластовым давлением, но особенно интенсивно происходит в условиях аномально-низкого пластового давления (АНПД). Глушение таких скважин, как правило, связано с особыми сложностями, вызванными значительным поглощением жидкости глушения в продуктивный пласт. Для восстановления притока углеводородов из пласта в этом случае требуются дополнительные работы по воздействию на ПЗП, связанные с большими затратами средств и времени. При наличии интенсивного поглощения, глушение скважин обычными жидкостями глушения становится невозможным в связи со значительным увеличением объема солевого раствора и риском нефтегазопроявлений. Похожие сложности возникают и при глушении многопластовых скважин с различным пластовым давлением.

Рис.1 Фильтрационная корка временно блокирующего состава на поверхности пористой среды

К примеру, по данным авторов статьи «Повышение эффективности глушения скважин Уренгойского месторождения» (журнал «Нефтяное хозяйство», № 4 за 2009 год), дебиты газоконденсатных скважин на Уренгойском месторождении снижались после глушения в процессе капитального ремонта на 60-63%, а «сеноманских» газовых скважин – в среднем на 20%. В каждой третьей скважине проводилось повторное глушение из-за поглощений жидкостей глушения в высокопроницаемых коллекторах сеноманской залежи. Объемы поглощаемой жидкости в 3-4 раза превышали объемы скважин. Наличие таких осложнений в ходе эксплуатации скважин обуславливает необходимость внедрения технологий щадящего глушения скважин направленных на минимизацию потерь жидкости в продуктивный пласт.

Для решения этой проблемы компания Zirax, являющаяся ведущим производителем и поставщиком жидкостей глушения в России и СНГ, совместно с M-I SWACO (принадлежит Schlumberger) реализует проект по широкому внедрению в практику глушения скважин, специальных блокирующих составов (блок-пачек), позволяющих контролировать поглощение жидкости в продуктивный пласт. Первоочередными объектами для применения блокирующих составов являются скважины с АНПД, многопластовые скважины, скважины с высокопроницаемыми коллекторами, комплексные глушения с проведением работ на нижележащие пласты, РИР.

Блокирующие составы REABLOCK и DIPRO представляют собой специально подобранные системы на основе водно-солевого раствора, которые позволяют осуществлять глушение скважин в широком диапазоне проницаемостей продуктивного горизонта за счет инженерного подбора фракционного состава кольматанта. Правильно подобранный фракционный состав обеспечивает формирование плотной, тонкой непроницаемой фильтрационной корки (~0.006мД) на поверхности ствола скважины при создании репрессии на пласт (рис. 1). Особенностью фильтрационной корки является органофильность компонентов, входящих в ее состав, благодаря которым при выводе скважины на режим после проведения ремонта корка пропускает углеводородную часть флюида, облегчая вывод скважины на режим и сокращая сроки запуска. Фракционный состав кольматанта подбирается индивидуально под каждую скважину, с использованием специально разработанной компьютерной программы для оптимального расчета состава и концентрации кольматанта OPTIBRIDGE. В процессе глушения скважины такая фильтрационная корка создается в зоне продуктивного пласта (рис. 2), тем самым предотвращая глубокое проникновение жидкости глушения в пласт.

Рис. 2 Принцип работы блок-пачки при глушении скважины

а) при глушении скважины без блок-пачки наблюдается поглощение;

б) скважина заглушена с применение блок-пачки, поглощения нет;

в) скважина запускается в работу и быстро выходит на режим.

При запуске скважины в эксплуатацию, блокирующий состав легко удаляется из скважины при минимальной депрессии (вызове притока) и выносится пластовым флюидом на поверхность. Для удаления фильтрационной корки не требуется каких-либо разрыхлителей или разрушителей, но при необходимости все составляющие блокирующего состава растворимы в кислотах.

Фильтрационная корка блокирующего состава сохраняет свои свойства не менее 20 дней при температурах до 150 °С, что позволяет производить широкий спектр работ в скважинах с различными геологическими и температурными условиями. Также нужно отметить, что составы полностью совместимы со всеми видами пластовых флюидов и типами пород, что было доказано в ходе проведения тестирования данных составов в ведущих НИПИ России.

Состав REABLOCK в первую очередь предназначен для глушения скважин с АНПД, с применением водно-солевых растворов. Максимальная плотность состава – 1,4 г/см3. Объем блок-пачки зависит от конструкции скважины и в среднем составляет 5-10 м3. Долив скважины при этом обязательно должен осуществляться водно-солевым раствором необходимой плотности.

Система DIPRO предназначена для глушения скважин с высоко проницаемыми коллекторами в условиях АВПД, в том числе многопластовых и рассчитана на применение водно-солевых растворов с плотностями от 1,4 до 1,82 г/см3 (а при использовании растворов с бромидом цинка и до 2,1 г/см3).

Для системы DIPRO подбор фракционного состава происходит тем же образом, что и для состава REABLOCK.

Составы производятся по принципу «один мешок – одна пачка», т.е. все компоненты состава находятся в одном мешке. Они расфасованы по 20 и 30 кг в зависимости от используемой марки карбоната кальция. Приготовление блок-пачки не требует наличия специализированного оборудования приготовления и может проводиться в полевых условиях, в том числе при пониженных температурах. Для приготовления блокирующего состава необходим агрегат типа ЦА-320, в котором и производится смешивание (см. фото).

Процесс приготовления блокирующего состава

Для затворения пачки глушения возможно использование подтоварной воды или рассолов с необходимой плотностью.

Рис.3 Пример многопластовых скважин, успешно заглушенных временно-блокирующим составом REABLOCK

Все вышеперечисленные характеристики REABLOCK и DIPRO позволяют добиться следующих преимуществ:

снижение времени на приготовление;
упрощение приготовления и снижение влияния человеческого фактора;
облегчение логистики;
отсутствие необходимости использования дополнительной техники;
отсутствию необходимости задействования растворных узлов;
сокращение транспортных затрат.

Особенно актуально применение щадящих блокирующих составов при глушении многопластовых скважин, в том числе с ОРЭ. Проведение работ на таких скважинах порой сопряжено с повышенными сложностями, особенно при наличии высокопроницаемых пропластков и значительном различии в пластовом давлении.

Компания «Зиракс-неф те сервис» имеет опыт успешного применения блокирующего состава REABLOCK для глушения многопластовых скважин на месторождениях Волгоградской области (рис. 3). Глушение этих скважин обычными жидкостями глушения, а также с помощью блок-пачек других производителей не давало эффекта, приводило к интенсивным поглощениям, газоводонефте-проявлениям, необходимости постоянного долива жидкости глушения. Работа с составом REABLOCK привела к успешному глушению скважин с первого раза без всяких проблем, что позволило провести необходимые ремонтные работы и в последующем быстро их освоить и вывести на режим в кратчайшие сроки.

Таким образом, глушение блокирующими пачками REABLOCK и DIPRO позволяет:

снизить или полностью предотвратить проникновение жидкости из ствола скважины в продуктивный пласт во время проведения ремонтных работ в скважине;
максимально сохранить коллекторские свойства пласта;
обеспечить возможность безопасного проведения работ в скважинах, глушение которых ранее было затруднено;
снизить риски по контролю за скважиной;
существенно сократить время освоения и вывода скважины на режим;
сократить затраты на проведение капитального ремонта скважин;
сократить время на приготовление блокирующего состава.

www.zirax.ru

О ремонте скважин — ООО «Синергия Технологий»

Ремонт нефтяных скважин предусматривает работы по устранению неполадок в скважинном оборудовании. Для наиболее эффективной работы скважин проводится планово-предупредительный ремонт. В случае возникновения внештатных ситуаций – проводится текущий ремонт по срочному восстановлению работоспособности скважинного оборудования и нормальной эксплуатации скважины. Ремонт скважин проводится в соответствии с классификатором РД 153-39.0-088-01 (утв. приказом Министерства энергетики РФ от 22 октября 2001 г. N 297).

Подготовительный этап любого ремонта скважин включает
— сбор информации о скважине: схема строительства, имеющегося оборудования, параметры извлекаемого флюида, условия эксплуатации, оценка возникших неисправностей;
— проверка работоспособности подъемного и насосного оборудования;
— определение инструментария, типа предстоящих работ,
— глушение скважины, промывка скважинного ствола, демонтаж устьевого оборудования,
— визуальная проверка и оценка состояния труб скважинной колонны.

Текущий ремонт скважин
Текущий ремонт проводится при неисправностях и нарушении нормальной эксплуатации скважины. В рамках текущего ремонта проводится глушение скважины, замена или восстановление неисправного скважинного оборудования, очистка, вымывание забоя и скважинного ствола от АСПО, песчаных загрязнений, оптимизация производительности скважины.

Согласно классификатору РД 153-39.0-088-01 текущий ремонт скважин предусматривает следующие виды работ:
TР1 Замена и (или) восстановление частей оборудования скважин. Проводится замена насосного оборудования, оборудования газлифтных и фонтанных скважин, оснащение или восстановление нового оборудования.
ТР2 Перевод нефтяных скважин на другой способ эксплуатации. Скважины могут быть переведены в нагнетательные, эксплуатационные, контрольные, пьезометрические и др.
ТРЗ Ремонт скважин, оборудованных УШВН – техническое обслуживание, спуско-подъемные работы насосного оборудования, ремонт или замена неисправных частей погружных винтовых насосов.
ТР4 Ремонт скважин, оборудованных ШГН –техническое обслуживание штангового глубинного насоса.
ТР5 Ремонт скважин, оборудованных УЭДН, УЭВНТ, УЭДН – техническое обслуживание диафрагменных электронасосов.
ТР6 Ремонт фонтанных скважин
ТР7 Ремонт газлифтных скважин
ТР8 Ремонт водозаборных скважин
TP10 Опытные работы по испытанию подземного оборудования
TP11 Перевод скважин из категории в категорию
TP12 Ремонт прочих скважин
ТР13 Ревизия и смена наземного оборудования нефтяных скважин. Техническое обслуживание устьевого оборудования.

Капитальный ремонт скважин
Капитальный ремонт скважин проводится в целях восстановления герметичности скважинной колонны, восстановления функциональности забоя, интенсификации притока путем обработкой призабойной зоны пласта.

Согласно классификатору капитальный ремонт скважин включает следующие виды работ:

КР1 Ремонтно-изоляционные работы (отключение отдельных пластов с целью изолирования поступления флюида в скважину. Проводится тампонированием отдельных интервалов цементом или полимерными материалами)
КР2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны. Проводится тампонированием специальными материалами, установкой «непрерывной трубы», дополнительной обсадной колонны, частичной сменой эксплуатационной колонны и другими методами.
КРЗ Устранение случаев брака или последствий аварии. Проводится извлечение, замена насосного оборудования, пакеров из скважины.
КР4 Переход на другие горизонты и приобщение пластов. Осуществляется методом тампонирования, установки пакерпробки, взрывпакетов и прочими методами.
КР5 Внедрение (извлечение) пакера-отсекателя, установка ОРЭ, одновременно-разделенная закачка (ОРЗ), КОС, КЗП. Проводится в целях выполнения запланированного объема работ.
КР 6 Комплекс подземных работ по восстановлению работоспособности скважин и повышению нефтеотдачи пластов с использованием технических элементов бурения, включая проводку горизонтальных участков ствола скважин. Данный вид работ предполагает зарезку и бурение боковых стволов скважин.
КР7 Обработка призабойной зоны пласта скважины и вызов притока. ОПЗ предусматривает проведение обработок кислотными и соляно-кислотными, щелочными реагентами, ПАВ, проведение гидроразрывов пласта, вибро- и термообработки призабойной зоны и др.
КР8 Исследования диагностические скважин. Проводят с целью оценки технико-геологического состояния скважин, работоспособности и состояния оборудования.
КР9 Перевод скважин на использование до другому назначению. Включают работы по освоению и включению в эксплуатацию скважин в иную категорию: нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические, контрольные, нефте-газодобывающие.
КР-10 Ремонт нагнетательных скважин. Проведение работ по работ по восстановлению приемистости нагнетательной скважины
КР11 Консервация (расконсервация) скважин. Работы по временному выводу скважин из рабочего состояния и выводу из него.
КР12 Ликвидация (возврат из ликвидации) скважин. Проводится при помощи установки/ликвидации цементного кольца, методом «непрерывная труба» и другими методами.
КР13 Прочие виды работ. Включают восстановление циркуляции в скважине, промывку скважины от песка, ликвидацию АСПО, испытания нового оборудования и другие работы.

По окончанию выполнения ремонтных работ проверяется восстановление работоспособности скважины, проверка оборудования.
ООО «Синергия Технологий» производит реагенты для текущего и капитального ремонта скважин и оказывает услуги по технологическому сопровождению ремонтных работ на скважине

ООО «Синергия Технологий» производит реагенты для текущего и капитального ремонта скважин и оказывает услуги по технологическому сопровождению ремонтных работ на скважине

1. Реагенты для ремонтно-изоляционных работ.

2. Реагенты для кислотной и бескислотной обработки призабойной зоны пласта и интенсификации притока нефти.

3. Реагенты для глушения скважин.

synergytechnology.ru

Новые реагенты собственного производства — ООО «Синергия Технологий»

ООО «Синергия Технологий» расширяет номенклатуру химических реагентов собственного производства. В настоящее время к основному перечню продукции на основании актуальных задач, полученных от Заказчика, специалистами ООО «Синергия Технологий» был разработан ряд новых реагентов, которые мы хотели бы представить Вашему вниманию

Растворитель гипсовых отложений «Синтасол СО» — предназначен для очистки трубопроводного и технологического оборудования, а также борьбы с отложениями непосредственно в скважинах, объектом разработки которых являются пласты девона или нижнего карбона.

Ингибиторы коррозии «САТИС» – современные высокоэффективные реагенты плёнкообразующего типа для коррозионной защиты систем нефтесбора и ППД в углекислотных и сероводородсодержащих средах при низких дозировках.

Сухая форма состава «Пласт-СТ» — для проведения водоизоляционных работ в терригенных породах. Состав отверждается при растворении в соляной кислоте, время гелеобразования регулируется концентрацией кислоты.

Реагент «Максан марка ВН» — применяется для ликвидации катастрофических поглощений при бурении и КРС. Данный состав характеризуется низкой плотностью, высокой водопоглощающей и набухающей способностью – до 1000% от первоначального объема блок пачки. Разработана модификация данного состава для применения в условиях высоко минерализованных пластовых флюидов.

Кислотные эмульсии на основе эмульгатора «Эксимол» и кислотной композиции «Дискор» для обработки призабойной зоны пласта, обладают функцией потокоотклонения и максимально замедленной скоростью реакции с карбонатной породой, что обеспечивает максимальную эффективность проведения кислотной обработки.

Пено-гелевая система «Полифрос» для глушения скважин характеризуется низкой плотностью рабочего состава 0,5 – 0,6 г/см3, высокой устойчивостью пенной системы и регулируемыми вязкостными свойствами, что позволяет использовать данный состав при катастрофических поглощениях и развитой трещиноватости коллектора.

Разработан и успешно внедрен дизайн комплексного подхода к глушению скважин с высокими значениями приемистости, включающий в себя первоначальное применения эмульсионного состава на основе эмульгатора «Эксимол» с последующим закреплением реагентом «Унисолт». При данном подходе, восстановление дебита скважины достигает 100%.