• Катастрофическое поглощение бурового раствора во время бурения скважин более 40м3/час
• Частичное поглощение бурового раствора во время бурения скважин более 0-40м3/час
• Принудительная изоляция зон поглощения (например, при необходимости в дальнейшем значительного утяжеления бурового раствора)

1. Снидение непроизводительного времени на ликвидацию поглощения
2. Снидение затрат на хим. реагенты (пополнение бурового раствора)
3. Сокращение дополнительных СПО (для спуска воронки, установки моста, его бурения и т.д)
4. Позволяет строить скважины в несовместимых условиях бурения в пределах секции скважины (невозможность поддержания требуемой плотности бурового раствора из-за проницаемого коллектора)
5. Исключает риск дифференциальных прихватов (с полной потерей подвижности КНБК, в т.ч. обрыв Б.И.)

Комплекс реагентов NGT Chem представляет собой композицию ПАА, газогенерирующей смеси и сшивателя. При взаимодействии газогенерирующей смеси выделяется свободный газ – азот, пузырьки которого распределяются в вязком растворе ПАА.
Реагент представляет собой сухую смесь ПАА и сшивателя. Разработан в 2014 г.
По степени воздействия на организм человека в соответствии с ГОСТ 12.1.007 относится к IV классу опасности и является пожаровзрывобезопасным продуктом. Имеется необходимая нормативная документация, позволяющая использование данного реагента в нефтяной и газовой промышленности.

• Одноупаковочный материал;
• Регулируемое время гелеобразования (до 6 часов);
• Высокая устойчивостью к термосолевой деструкции;
• Отсутствие влияния хим. состава воды затворения (Са++, Cl-)
• Разнообразие кольматантов;
• Отсутствие необходимости докрепления цементом;
• Стандартное оборудования для приготовления и закачки.

1. Не требуется дополнительное СПО для спуски воронки под установку цемента
2. Прокачка непосредственно через телесистему или переводник типа PBL
3. Ликвидация поглощение за 1 операцию установки и продавки смеси в пласт
4. После задавки в пласт приобретает форму за 6 часов (в это время КСПО)

- для изоляции зоны поглощения Серпуховского яруса с интенсивностью поглощений до 20 м3/час достаточно 10* м3 изоляционного состава NGT-Chem-3;
- при интенсивности поглощений от 20 м3/час до 40 м3/час потребуется увеличение объема NGT-Chem-3 до 20* м3;
- при интенсивности поглощений от 40 м3/час вплоть до полного ухода требуется до 20* м3 + разнофракционноый наполнитель.

Проведено ОПИ технологии по ограничению газопритока (ОГП) на скважинах №№XXX, YYY, ZZZ по пласту ПК1-3 с полным соблюдением технологии приготовления составов и их закачки и в соответствии с планом работ.
ОПИ технологии ОГП на скв. XXX были по сути пионерными, что предопределило закачку изоляционных составов во все интервалы газопроявления с существенным снижением продуктивности коллектора, что привело к снижению дебита нефти.
Этот опыт был учтен при последующих РИР на скв. YYY и ZZZ.
В соответствии с условиями Договора по работе скважин в течение 3-х месяцев после ОПИ:
- по скв. XXX произошла изоляция прорыва газа на 100%, при этом произошло снижение дебита нефти с 6.8 до 0.85 т/сут, при этом снижение дебита могло быть частично связано с уменьшением эффективной длины ствола на 119м из-за оставления пробки на гл. 1826м.
- по скв. YYY произошла изоляция прорыва газа на 100%, при этом произошел рост дебита нефти с 4.5 до 9.5т.
- по скв. ZZZ за 1 месяц работы (с ВНР) произошло кратковременное снижение притока газа из газовой шапки на 85.3% с 56393 до 8332 м3/сут при росте дебита нефти с 8,0т/сут до 12,0т/сут.
В пробах пластовой жидкости работающих после РИР скв. №№ XXX, YYY, ZZZ закаченный полимер не обнаружен, что свидетельствует о надежном закреплении его в пласте.
В процессе ВНР и работы скважин после РИР даже при предельно низких значениях забойного давления, значительно ниже режимных значений, не происходило прорыва газа, что свидетельствует об устойчивости созданного экрана во времени.
Достигнуты следующие сроки полной изоляции прорыва газа из газовой шапки: на скв. XXX– около 16 месяцев, на скв. YYY– чуть более 6 месяцев.