EA003917B1 - Цементный раствор с низкой плотностью и низкой пористостью для нефтяных скважин и подобных скважин - Google Patents

Цементный раствор с низкой плотностью и низкой пористостью для нефтяных скважин и подобных скважин Download PDF

Info

Publication number
EA003917B1
EA003917B1 EA200200215A EA200200215A EA003917B1 EA 003917 B1 EA003917 B1 EA 003917B1 EA 200200215 A EA200200215 A EA 200200215A EA 200200215 A EA200200215 A EA 200200215A EA 003917 B1 EA003917 B1 EA 003917B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
cement
range
mum
volume
particles
Prior art date
Application number
EA200200215A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200200215A1 (ru
Inventor
Брюно Дрошон
Original Assignee
Софитек Н.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Софитек Н.В. filed Critical Софитек Н.В.
Publication of EA200200215A1 publication Critical patent/EA200200215A1/ru
Publication of EA003917B1 publication Critical patent/EA003917B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C04B28/08—Slag cements
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C09K8/473—Density reducing additives, e.g. for obtaining foamed cement compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/0027—Standardised cement types
    • C04B2103/0028—Standardised cement types according to API
    • C04B2103/0035—Type G
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2201/00—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values
    • C04B2201/20—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values for the density

Abstract

Изобретение относится к цементному раствору для цементирования нефтяной скважины и подобных скважин, имеющему плотность в пределах 0,9-1,3 г/см, состоящему из твердой фракции и жидкой фракции и имеющему пористость (объемное отношение жидкой фракции к твердой фракции) в пределах 38-50%. Такие цементные растворы обладают замечательными механическими свойствами из-за их очень низкой пористости несмотря на очень низкую плотность.

Description

Настоящее изобретение относится к технологии бурения нефтяных, газовых, водяных, геотермальных и других скважин. В частности, изобретение относится к цементным растворам с низкой плотностью и низкой пористостью.
После пробуривания нефтяной или подобной скважины опускают обсадные или намотанные трубы в ствол скважины и цементируют его на всю высоту или часть ее. Цементирование служит, в частности, для устранения какоголибо взаимообмена текучей средой между различными пластами породы, через которые проходит ствол скважины, предотвращая подъем газа через кольцевое пространство между обсадной трубой, или оно в действительности служит для предотвращения попадания воды в скважину во время добычи. Конечно, другой главной целью цементирования является укрепление ствола скважины и защита обсадных труб.
Во время приготовления цементного раствора и его последующего нагнетания в скважину для размещения в зоне, подлежащей цементированию, цементный раствор должен иметь сравнительно низкую вязкость и обладать практически постоянными реологическими свойствами. Однако после размещения на месте идеальный цемент должен быстро приобретать высокую прочность при сжатии, чтобы можно было снова быстро начать другую работу на сооружаемой скважине и, в частности, чтобы можно было продолжить бурение.
Плотность цемента необходимо подбирать таким образом, чтобы давление в забое скважины компенсировало, по меньшей мере, давление в порах геологических формаций, через которые проходит скважина, так чтобы избежать какоголибо риска извержения. Наряду с этим нижним пределом плотности существует также верхний предел. Этот верхний предел означает, что гидростатическое давление, создаваемое цементной колонной, плюс потери напора из-за циркуляции откачиваемых текучих сред, должны оставаться ниже давления гидроразрыва горных пород на цементируемом участке ствола скважины. Определенные геологические формации являются очень хрупкими и требуют применения растворов с плотностью, близкой к плотности воды или даже ниже.
Риск извержения уменьшается с высотой колонны, и плотность, необходимая для компенсации давления в порах, в таком случае меньше. Кроме того, цементирование большой высоты колонны полезно потому, что это дает возможность уменьшить число цементируемых участков. После цементирования участка необходимо вновь начать бурение при меньшем диаметре, так что при наличии большого числа участков требуется бурить на большой диаметр вблизи поверхности, что таким образом увеличивает расходы вследствие необходимости пробуривания большого объема породы и из-за большого веса стали, необходимой для участков обсадной колонны, имеющих большой диаметр.
Все эти факторы поддерживают применение цементных растворов с очень низкой плотностью.
Наиболее широко применяемые цементные растворы имеют плотность около 1900 кг/м3, что приблизительно вдвое больше плотности, желаемой для определенных месторождений. Простейший способ уменьшения их плотности - это увеличение количества воды с добавлением стабилизирующих добавок (известных как «разбавители») в раствор с целью предотвращения осаждения частиц и/или образования свободной воды на поверхности раствора. Как обнаружено, этот способ не может обеспечить снижение плотности до значения, близкого к 1000 кг/м3. Кроме того, затвердевший цемент, образованный из таких растворов, имеет намного меньшую прочность при сжатии, высокую степень проницаемости и плохую адгезионную способность. По этим причинам этот способ не может быть использован для получения растворов с плотностью ниже около 1300 кг/м3 при все еще сохранении хорошей изоляции между геологическими пластами и обеспечении достаточного усиления для обсадных труб.
Другой способ уменьшения плотности цементного раствора состоит в нагнетании в него газа (обычно воздуха или азота) перед его схватыванием. Воздух или азот вводят в таком количестве, чтобы достигнуть необходимой плотности. Это можно сделать так же, как и при образовании пеноцемента. Этот способ обеспечивает несколько лучшие свойства, чем предшествующий способ, так как плотность газа меньше плотности воды и поэтому требуется меньше добавлять его. Тем не менее, в нефтяной промышленности плотность практически остается ограниченной ее значениями больше чем 1100 кг/м3, даже начиная с растворов, которые уже разбавлены водой. Выше определенного «качества пены», т.е. определенного отношения объема газа к объему вспененного раствора стабильность пены уменьшается очень быстро, и прочность пеноцемента при сжатии после его схватывания является очень низкой, а его проницаемость - слишком высокой, что сказывается на долговечности в горячей водной среде, которая содержит ионы, в большей или меньшей степени агрессивные к цементу.
В патенте США № 3804058 и патенте Великобритании № 2027687А описывается использование полых стеклянных или керамических микросфер для получения цементных растворов с низкой плотностью, используемых в нефтяной и газовой промышленности.
Целью настоящего изобретения является создание цементного раствора, который больше подходит для цементирования нефтяных скважин и подобных скважин и имеет как низкую плотность, так и низкую пористость, достигаемые без введения газа.
Согласно изобретению эта цель достигается созданием цементного раствора для цементирования нефтяной скважины и подобной скважины, имеющего плотность в пределах 0,9-1,3 г/см3, в частности в пределах 0,9-1,1 г/см3, состоящего из твердой фракции и жидкой фракции и имеющего пористость (объемное отношение жидкой фракции к твердой фракции) в пределах 38-50%, предпочтительно меньше, чем 45%.
Твердая фракция предпочтительно представляет собой смесь, содержащую следующее:
60-90 об.% легких частиц, имеющих средний размер в пределах 20-350 микрон (мкм),
10-30 об.% микроцемента, имеющего средний диаметр частиц в пределах 0,5-5 мкм,
0-20 об.% портландцемента, имеющего частицы со средним диаметром в пределах 2050 мкм, и
0-30 об.% гипса.
Достигаемая низкая плотность дает возможность оптимизировать механические свойства и проницаемость. Благодаря наличию механических свойств, которые намного лучше, чем механические свойства обычных облегченных систем, и более низкой проницаемости герметичность и адгезионные свойства сверхлегкого цемента и стойкость таких составов к действию химических веществ, таким образом, намного лучше, чем у систем, используемых в настоящее время для достижения низкой плотности, при этом изобретение обеспечивает достижение даже исключительно низкой плотности, в частности ниже, чем плотность воды. Кроме того, цементный раствор согласно изобретению не нуждается в газе, что, таким образом, дает возможность избежать материально-технического обеспечения, которое иначе потребовалось бы для приготовления пеноцемента.
Способ согласно изобретению отличается тем, что в цементный раствор вводят тонкоизмельченные добавки, которые в сочетании друг с другом и с другими тонкоизмельченными компонентами раствора, в частности с частицами микроцемента (или сравнимого гидравлического вяжущего материала) обусловливают гранулометрический состав, который значительно изменяет свойства раствора. Указанные тонкоизмельченные добавки являются органическими или неорганическими и выбраны из-за их низкой плотности.
Низкая плотность достигается объединением легких частиц и цемента (или сравнимого гидравлического вяжущего материала). Однако реологические и механические свойства будут удовлетворительными, только если размер частиц и их объемное распределение выбраны таким образом, чтобы максимально увеличить уплотненность твердой смеси.
Для твердой смеси, имеющей два компонента (легкие частицы и микроцемент), эта максимальная уплотненность обычно достигается при объемном отношении легких частиц к микроцементу в пределах 70:30-85:15, предпочтительно в пределах 75:25-80:20 при выборе легких частиц со средним размером, который, по меньшей мере, приблизительно в 100 раз больше размера частиц микроцемента, т. е. в общем, частиц, размер которых больше чем 100 мкм. Эти величины могут варьироваться, в частности, как функция большей или меньшей дисперсии в гранулометрическом составе легких частиц. Частицы, имеющие средний размер больше чем 20 мкм, также могут быть использованы, но их свойства не столь хорошие. Обычно не используют частицы размером больше чем 350 мкм из-за узкого размера кольцевых зазоров, подлежащих цементированию.
Предпочитаются смеси, имеющие три или несколько компонентов, так как они дают возможность достигать большей уплотненности, если значительно различаются средние размеры различных компонентов. Например, можно использовать смесь легких частиц, имеющих средний размер 150 мкм, легких частиц, имеющих средний размер 30 мкм, и микроцемента при объемном отношении, близком к 55:35:10 или немного отклоняющемся от этих оптимальных пропорций, при этом смесь состоит из 5060 об.% первых легких частиц со средним диаметром в пределах 100-400 мкм, 30-45% вторых легких частиц со средним диаметром в пределах 20-40 мкм и 5-20% микроцемента. В зависимости от случая применения фракция легких частиц с промежуточным размером может быть заменена портландцементом с обычным размером частиц, в частности портландцементом класса О.
В этом изобретении термин «микроцемент» используется для обозначения любого гидравлического вяжущего материала, состоящего из частиц со средним размером около 3 мкм и не содержащего никаких частиц размером больше чем 10 мкм или, по меньшей мере, не содержащего их в значительном количестве. Их удельная площадь поверхности на единицу веса, определяемая при испытании на воздухопроницаемость, обычно равна около 0,8 м2/г.
Микроцемент может, по существу, состоять из портландцемента, в частности портландцемента класса О, обычно содержащего около 65% извести, 25% кремнезема, 4% глинозема, 4% окисей железа и менее 1% окиси марганца, или в равной степени может состоять из портландмикроцемента с микрошлаком, т. е. из смеси, используемой, по существу, в виде составов, получаемых из клинкера и содержащих 45% извести, 30% кремнезема, 10% глинозема, 1% окисей железа и 5-6% окиси марганца (здесь упомянуты только основные окиси, и эти значения концентраций, конечно, могут незначитель но варьироваться в зависимости от поставщика). Для случаев применения при очень низких температурах (<30°С) портландмикроцемент предпочтительнее смеси микроцемента и шлака изза ее реакционной способности. Если требуется схватывание под прямыми углами, то можно использовать строительный гипс для всех или некоторых из частиц среднего размера.
Легкие частицы имеют типичную плотность меньше чем 2 г/см3, обычно меньше чем 0,8 г/см3. Например, можно использовать полые микросферы, в частности силикоалюминатные, известные как ценосферы - остаток, получаемый от сжигания угля, - и имеющие средний диаметр около 150 мкм. Кроме того, можно использовать искусственные материалы, как, например, полые стеклянные шарики, но конкретнее предпочитаются шарики из натрий-кальцийборосиликатного стекла, обладающие большой прочностью при сжатии, или фактически микросферы из керамики, например кремнеземноглиноземного типа. Этими легкими частицами могут быть также частицы из пластмассы, как, например, шарики из полипропилена.
В общем, плотность раствора, по существу, регулируют посредством выбора легких частиц, но можно также изменять отношение воды к твердому веществу (поддерживая его в пределах 38-50 об.%), количество микроцемента или сравнимого гидравлического вяжущего материала (в пределах 10-30%) или добавлять портландцемент с частицами обычного размера для замены части легких частиц.
Конечно, раствор может также содержать одну или несколько добавок следующих типов: дисперганты, антифриз, водоудерживающие добавки, добавки-ускорители или добавкизамедлители схватывания цемента и/или добавки для стабилизации пены, причем эти добавки обычно вводят в жидкую фазу или в соответствующих случаях в твердую фазу.
Составы, приготовленные согласно изобретению, обладают механическими свойствами, которые значительно лучше механических свойств пеноцементов, имеющих одинаковую плотность. Прочность при сжатии очень высокая, а пористость очень низкая. В результате этого, проницаемость на несколько порядков величины меньше, чем у пеноцементов с одинаковой плотностью, что тем самым придает таким системам замечательные свойства в отношении твердости.
Способ согласно изобретению значительно упрощает процесс цементирования, так как устраняет какую-либо необходимость в материально-техническом обеспечении, необходимом для вспенивания.
Цементный раствор, приготовленный согласно изобретению, имеет преимущество также в том, что существует возможность определять все свойства раствора (реологические свойства, время схватывания, прочность при сжатии и
т. д.) перед помещением раствора в скважину в отличие от вспененных растворов, когда определенные параметры могут быть измерены у раствора только перед введением газа (время схватывания).
Нижеследующие примеры иллюстрируют изобретение без ограничения его пределов.
Пример 1.
Цементные растворы с низкой плотностью и низкой пористостью могут быть получены из смесей частиц двух или трех (или даже более) разных размеров, поскольку оптимизирована объемная доля уплотнения.
Описываются свойства трех растворов, приготовленных согласно изобретению, и эти свойства сравниваются со свойствами обычного разбавленного раствора с низкой плотностью вспененной системы.
Цементный раствор А.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 55 об.% полых сфер, взятых из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм (удельный вес - 0,75), 35 об.% стеклянных микросфер, имеющих средний размер 30 мкм, и 10 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Использовавшиеся микросферы продаются под товарным знаком 3М™ с наименованием «8со1сЫйе 860/10000»; такие микросферы имеют плотность 0,6 г/см3 и такой гранулометрический состав, что 10 об.% частиц имеют размер меньше чем 15 мкм, 50 об.% меньше чем 30 мкм и 90 об.% меньше чем 70 мкм; эти частицы выбраны, в частности, из-за их высокой прочности при сжатии (90% частиц выдерживают изостатическое сжатие в 68,9 МПа или 10000 фунт/кв.дюйм).
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с этим порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты (АМПС) в количестве 0,2% (процент от веса порошка, т.е. всех твердых частиц, взятых вместе (микроцемента, микросфер и ценосфер для этого раствора А)), пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,07 галлона на один мешок порошка. Необходимо отметить, что мешок порошка определяется по аналогии с мешками цемента как мешок, содержащий 45,359 кг смеси, другими словами, 1 галлон/мешок=0,03834 литра (л) добавки на 1 кг смеси.
Цементный раствор В.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 78 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм и плотность 0,63 г/см3, и 22 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с этим порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка, пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,1 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор С.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 78 об.% стеклянных микросфер «8со!сЫйе», имеющих средний размер 30 мкм, и 22 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 45%, с указанным порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка, пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,145 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор Ό.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 78,4 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм (плотность 0,72 г/см3), и 21,6 об.% портландцемента класса О.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 57%, с указанным порошком смешивали воду и пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор Е.
На основе портландцемента класса О приготавливали обычный раствор плотностью 1900 кг/см3.
Раствор вспенивали с количеством пены 50% для получения раствора с конечной плотностью 950 кг/м3.
Цементный раствор А В С ϋ Е
Плотность 924 (7,7) 1068 (8,9) 1056 (8,8) 1130 (9,4) 950 (7,9)
Пористость 42% 42% 45% 57% 78%*
Пластическая вязкость 87 68 65
Пороговая величина потока 3,7 (7,7) 8,6 (18) 3,4 (7,2)
Прочность сжатия 11,7 (1700) 19,3 (2800) 14,5 (2100) 2,48 (360) 4,62 (670)
* В этом случае пористость вычисляли как отношение объема газа+воды к общему объему раствора.
Значения плотности выражены в кг/м3 (в скобках - в фунтах на 1 галлон). Реологические свойства выражены пороговой величиной потока в паскалях (в скобках - в фунтах на 100 кв.дюймов) и пластической вязкостью, выра женной в МПа-с или сантипуазах с использованием гидравлической модели Бингхэма. Эти параметры определяли при окружающей температуре. Прочность сжатия означает прочность при сжатии после 24 ч схватывания цемента при 60°С (140°Е) и при давлении 6,9 МПа (1000 фунт/кв.дюйм), выраженную в МПа (в скобках в фунтах на кв.дюйм).
Как можно видеть, для цементных растворов, приготовленных согласно изобретению, прочность при сжатии является особенно высокой при таких низких значениях плотности, причем эти растворы проявляют отличные реологические свойства несмотря на их низкую пористость.
Пример 2.
У цементных растворов, имеющих плотность больше чем 8 фунтов на 1 галлон (фунт/галл.), часть легких частиц может быть замещена цементом класса О.
Цементный раствор А.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 55 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм, 35 об.% стеклянных микросфер «8со1с111йс». имеющих средний размер 30 мкм, и 10 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка, пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,07 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор В.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 55 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм, 25 об.% стеклянных микросфер «8со!сй1йе», имеющих средний размер 30 мкм, 10 об.% портландцемента класса О и 10 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка, пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,01 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор С.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 55 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм, 20 об.% стеклянных микросфер «8со!сй1йе», имеющих средний размер 30 мкм, 15 об.% портландцемента класса С и 10 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка, пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,01 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор Ό.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 55 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм, 15 об.% стеклянных микросфер «8ео!еЫйе», имеющих средний размер 30 мкм, 20 об.% портландцемента класса С и 10 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка, пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,01 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор А В С э
Плотность 924 1068 1140 1218
(7,7) (8,9) (9,5) (10,15)
Пористость 42% 42% 42% 42%
Пластическая вязкость 87 90 100 109
Пороговая величина потока 7,7 8,8 9,0 11,2
Прочность сжатия (24 ч) 7,58 18,3 19,7 20,7
(1100) (2650) (2850) (3000)
Прочность сжатия (48 ч) 9,0 19,0 29,7 28,3
(1300) (2750) (4300) (4100)
Значения плотности выражены в кг/м3 (в скобках - в фунтах на 1 галлон). Реологические свойства выражены пороговой величиной потока в паскалях (в скобках - в фунтах на 100 кв.футов) и пластической вязкостью, выраженной в МПа· с или сантипуазах с использованием гидравлической модели Бингхэма. Эти параметры определяли при окружающей температуре. Прочность сжатия означает прочность при сжатии после 24 ч и после 48 ч схватывания цемента при 60°С и при давлении 6,9 МПа (1000 фунт/кв. дюйм), выраженную в МПа (в скобках в фунтах на кв. дюйм).
Добавление портландцемента в качестве части частиц «среднего размера» дает возможность охватывать весь интервал значений плотности от 8 фунт/галл. до 11 фунт/галл. и значительно улучшает прочность при сжатии. Это добавление никоим образом не нарушает хорошие реологические свойства.
Пример 3.
У цементных растворов, имеющих плотность больше чем 8 фунт/галл., часть легких частиц может быть замещена микроцементом или смесью микроцемента и шлака.
Цементный раствор А.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 55 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм, 30 об.% стеклянных микросфер «8ео!еЫйе», имеющих средний размер 30 мкм, и 15 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка, пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,07 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор В.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 55 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм, 25 об.% стеклянных микросфер «8ео!еЫйе», имеющих средний размер 30 мкм, и 20 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка, пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,07 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор А В
Плотность 990 (8,25) 1056 (8,8)
Пористость 42% 42%
Прочность сжатия (24 ч) 11,2 (1630) 21,4 (3100)
Прочность сжатия (48 ч) 11,7 (1700) 22,1 (3200)
Значения плотности выражены в кг/м3 (в скобках - в фунтах на 1 галлон). Прочность сжатия означает прочность при сжатии после 24 ч и после 48 ч схватывания цемента при 60°С и давлении 6,9 МПа (1000 фунт/кв.дюйм), выраженную в МПа (в скобках - в фунтах на кв. дюйм). Увеличение содержания смеси из микроцемента и шлака обусловливает исключительную прочность при сжатии при 9 фунт/галл.
Пример 4.
В зависимости от желаемых механических свойств (гибкости, способности выдерживать высокие давления) могут быть использованы различные легкие частицы, поскольку оптимизирована объемная доля уплотнения.
Цементный раствор А.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 55 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм, 30 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 45 мкм, и 15 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с порошком смешивали воду и следующие добавки: водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка, пеногасящую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,07 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор В.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 55 об.% частиц полипропилена, имеющих средний размер 300 мкм, 30 об.% стеклянных микросфер «8со!сЫйс», имеющих средний размер 30 мкм, и 15 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с порошком смешивали воду и следующие добавки: добавку-замедлитель схватывания на основе очищенных лигносульфонатов в количестве 0,22% от веса порошка, водоудерживающую добавку на основе полимера АМПС в количестве 0,2% от веса порошка и суперпластификатор на основе полинафталинсульфоната в количестве 0,05 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор А В
Плотность 990 (8,25) 1068 (8,9)
Пористость 42% 42%
Пластическая вязкость 93 116
Пороговая величина потока 20 9,3
Прочность сжатия (24 ч) 18,3 (2640) 10,3 (1500)*
Прочность сжатия (48 ч) 18,7 (2700) 22,1 (3200)*
* Прочность при сжатии после 24 ч схватывания цемента при 104°С (220°Е) и давлении 20,7 МПа (3000 фунт/кв.дюйм), выраженная в МПа (в скобках в фунтах на кв. дюйм).
Значения прочности выражены в кг/м3 (в скобках - в фунтах на 1 галлон). Реологические свойства выражены пороговой величиной потока в паскалях (в скобках - в фунтах на 100 кв.футов) и пластической вязкостью, выраженной в МПа· с или сантипуазах с использованием гидравлической модели Бингхэма. Эти параметры определяли при окружающей температуре. Прочность сжатия означает прочность при сжатии после 24 ч и 48 ч схватывания цемента при
60°С и 6,9 МПа (1000 фунт/кв.дюйм), выраженную в МПа (в скобках - в фунтах на кв. дюйм).
Пример 5.
Для случаев применения при низких температурах смесь микроцемента и шлака может быть заменена чистым микроцементом или может быть добавлен строительный гипс для замещения частиц среднего размера.
Цементный раствор А.
Приготавливали смесь порошков. Она содержала 42,7 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 150 мкм, 20 об.% полых сфер, полученных из ценосфер, имеющих средний размер 45 мкм, 27,3 об.% гипса и 10 об.% смеси из портландмикроцемента и шлака, имеющих средний размер частиц около 3 мкм.
Для обеспечения объемного процентного содержания жидкости в растворе, равного 42%, с порошком смешивали воду и следующие добавки: добавку-замедлитель схватывания на основе очищенных лигносульфонатов в количестве 0,05 галлона на один мешок порошка, водоудерживающую добавку в количестве 0,04 галлона на один мешок порошка и пеногасяшую добавку в количестве 0,03 галлона на один мешок порошка.
Цементный раствор В (сравнительный).
Этот цементный раствор соответствует цементному раствору, известному из уровня техники. Приготавливали смесь порошков. Она содержала 40 об.% цемента класса 6 и 60 об.% гипса. С порошком смешивали воду и добавки, так чтобы плотность раствора была 1900 кг/м3 (15,8 фунт/галл.).
Для вспенивания этого раствора добавляли совершенно обычные смачивающие агенты: Ό138 и Р052.1 в соотношении 1:1. Количество добавляемых агентов зависит от качества пены. Его регулировали таким образом, чтобы получить цементный раствор с плотностью 1320 кг/м3 (11 фунтов/1 галлон).
Плотность 1320 (11) 1218 (10,15)
Цементный раствор А (согласно изобретению) Отношение объема газа к объему вспененного цемента 0
Пластическая вязкость 112
Пороговая величина потока 6,7
Прочность сжатия (после 12 ч схватывания цемента при 4°С и 6,9 МПа) 2,41 (350)
Прочность сжатия (после 24 ч схватывания цемента при 25°С и 6,9 МПа) 14,8 (2150)
Цементный раствор В (сравнительный) Отношение объема газа к объему вспененного цемента 30%
Прочность сжатия (после 24 ч схватывания цемента при 18°С и атмосферном давлении) 2,96 (430)
Прочность сжатия (после 48 ч схватывания цемента при 18°С и атмосферном давлении) 4,55 (660)
Значения прочности выражены в кг/м3 (в скобках - в фунтах на 1 галлон). Реологические свойства выражены пороговой величиной потока в паскалях (в скобках - в фунтах на 100 кв.футов) и пластической вязкостью, выраженной в МПа· с или сантипуазах с использованием гидравлической модели Бингхэма. Эти параметры определяли при окружающей температуре. Прочность сжатия означает прочность при сжатии при условиях, изложенных в таблице, которая выражена в МПа (в скобках - в фунтах на кв.дюйм).

Claims (8)

1. Цементный раствор для цементирования нефтяной скважины и подобной скважины, имеющий плотность в пределах 0,9-1,3 г/см3, состоящий из твердой фракции и жидкой фракции и имеющий пористость (объемное отношение жидкой фракции к твердой фракции) в пределах 38-50%, при этом указанная твердая фракция содержит следующее:
60-90 об.% легких частиц, имеющих средний размер в пределах 20-350 микрон (мкм),
10-30 об.% микроцемента, имеющего средний диаметр частиц в пределах 0,5-5 мкм,
0-20 об.% портландцемента, имеющего частицы со средним диаметром в пределах 2050 мкм, и
0-30 об.% гипса.
2. Цементный раствор по п.1, отличающийся тем, что имеет пористость, меньше чем 45%.
3. Цементный раствор по любому из пп.12, отличающийся тем, что легкие частицы име ют плотность меньше, чем 2 г/см3 и предпочтительно меньше, чем 0,8 г/см3.
4. Цементный раствор по п.3, отличающийся тем, что легкие частицы выбраны из полых микросфер, в частности силикоалюминатных микросфер или ценосфер, искусственных материалов, таких как полые стеклянные шарики и, в частности, шарики из натрий-кальцийборосиликатного стекла, керамических микросфер, например кремнеземно-глиноземного типа, или шариков из пластмассы, таких как полипропиленовые шарики.
5. Цементный раствор по любому из пп.1-
4, отличающийся тем, что раствор имеет одну или несколько добавок следующих типов: дисперганты, антифриз, водоудерживающие добавки, добавки-ускорители или добавкизамедлители схватывания цемента и добавки для стабилизации пены.
6. Цементный раствор по любому из пп.1-
5, отличающийся тем, что твердая фракция раствора состоит из легких частиц диаметром в пределах 100-350 мкм и частиц микроцемента при отношении легких частиц к микроцементу в пределах 70:30-85:15.
7. Цементный раствор по любому из пп.1-
6, отличающийся тем, что твердая фракция смеси состоит из 50-60 об.% первых легких частиц, имеющих средний диаметр в пределах 100-400 мкм, 30-45% вторых легких частиц со средним диаметром в пределах 20-40 мкм и 5-20% микроцемента.
8. Использование раствора согласно любому предшествующему пункту при цементировании нефтяных, газовых и подобных скважин.
EA200200215A 1999-07-29 2000-07-06 Цементный раствор с низкой плотностью и низкой пористостью для нефтяных скважин и подобных скважин EA003917B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9909847A FR2796935B1 (fr) 1999-07-29 1999-07-29 Coulis de cimentation des puits petroliers ou analogues a basse densite et basse porosite
PCT/EP2000/006459 WO2001009056A1 (en) 1999-07-29 2000-07-06 A low-density and low-porosity cementing slurry for oil wells or the like

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200200215A1 EA200200215A1 (ru) 2002-06-27
EA003917B1 true EA003917B1 (ru) 2003-10-30

Family

ID=9548657

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200200215A EA003917B1 (ru) 1999-07-29 2000-07-06 Цементный раствор с низкой плотностью и низкой пористостью для нефтяных скважин и подобных скважин

Country Status (18)

Country Link
US (1) US6626991B1 (ru)
EP (1) EP1204616B1 (ru)
JP (1) JP4731773B2 (ru)
CN (1) CN1223544C (ru)
AT (1) ATE276213T1 (ru)
AU (1) AU772997B2 (ru)
BR (1) BR0012504B1 (ru)
CA (1) CA2380095C (ru)
DE (1) DE60013854T2 (ru)
DK (1) DK1204616T3 (ru)
EA (1) EA003917B1 (ru)
FR (1) FR2796935B1 (ru)
GB (1) GB2366562B (ru)
GC (1) GC0000135A (ru)
MX (1) MXPA02000959A (ru)
NO (1) NO335505B1 (ru)
OA (1) OA12001A (ru)
WO (1) WO2001009056A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2472835C1 (ru) * 2011-07-01 2013-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Московский государственный строительный университет (МГСУ) Сырьевая смесь для получения облегченного тампонажного раствора
RU2802474C1 (ru) * 2023-03-22 2023-08-29 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" Гипсоцементный тампонажный раствор

Families Citing this family (74)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040107875A1 (en) * 1999-07-29 2004-06-10 Bruno Drochon Low-density cementing slurry
ATE368017T1 (de) 2000-03-14 2007-08-15 James Hardie Int Finance Bv Faserzementbaumaterialien mit zusatzstoffen niedriger dichte
FR2808794B1 (fr) * 2000-05-15 2002-06-28 Dowell Schlumberger Services Ciment permeable, son procede d'obtention et application dudit ciment dans des puits petroliers ou analogues
EP1260491A1 (en) * 2001-05-04 2002-11-27 Services Petroliers Schlumberger Permeable cements
AU2001256356A1 (en) * 2000-05-15 2001-11-26 Drochon, Bruno Permeable cements
FR2810661B1 (fr) * 2000-06-21 2003-06-06 Rhodia Chimie Sa Ciment comprenant des particules anisotropes de polymere, pate cimentaire, materiau consolide, preparation et utilisations
US6562122B2 (en) 2000-09-18 2003-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight well cement compositions and methods
EP1236701A1 (en) * 2001-02-15 2002-09-04 Schlumberger Technology B.V. Very low-density cement slurry
ATE404505T1 (de) * 2001-08-06 2008-08-15 Schlumberger Technology Bv Faserverstärkte zementzusammensetzung mit niedriger dichte
BR0215629B1 (pt) * 2002-03-06 2009-12-01 composição de cimento leve, e, método para cimentar uma zona subterránea penetrada por um furo de poço.
US6644405B2 (en) * 2002-03-21 2003-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods
US6906009B2 (en) 2002-08-14 2005-06-14 3M Innovative Properties Company Drilling fluid containing microspheres and use thereof
US7767629B2 (en) 2002-08-14 2010-08-03 3M Innovative Properties Company Drilling fluid containing microspheres and use thereof
US7455798B2 (en) * 2002-08-23 2008-11-25 James Hardie International Finance B.V. Methods for producing low density products
NZ538497A (en) 2002-08-23 2007-03-30 James Hardie Int Finance Bv Synthetic hollow microspheres
US7993570B2 (en) 2002-10-07 2011-08-09 James Hardie Technology Limited Durable medium-density fibre cement composite
US6989057B2 (en) * 2002-12-10 2006-01-24 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing cement composition
US7482309B2 (en) * 2003-11-24 2009-01-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles
US7543642B2 (en) * 2003-01-24 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing flexible, compressible beads and methods of cementing in subterranean formations
US20040171499A1 (en) * 2003-01-24 2004-09-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation
FR2850647B1 (fr) * 2003-01-30 2007-03-02 Rhodia Chimie Sa Composition comprenant un liant hydraulique et un latex possedant un groupement foncitonnel sulfonate, sulfonique ou sulfobetaine
US20100192808A1 (en) * 2003-08-25 2010-08-05 Amlan Datta Synthetic Microspheres and Methods of Making Same
GB2407317B (en) * 2003-10-20 2006-04-12 Schlumberger Holdings Cementing composition
GB2407567A (en) 2003-10-27 2005-05-04 Schlumberger Holdings High temperature resistant cement
US20090156385A1 (en) 2003-10-29 2009-06-18 Giang Biscan Manufacture and use of engineered carbide and nitride composites
US7073584B2 (en) * 2003-11-12 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads
US7376148B1 (en) * 2004-01-26 2008-05-20 Cisco Technology, Inc. Method and apparatus for improving voice quality in a packet based network
US20050241545A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions
US20050241538A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads
CA2570178C (en) * 2004-06-15 2013-01-08 Construction Research & Technology Gmbh Improving the freeze-thaw durability of dry cast cementitious mixtures
US7288147B2 (en) * 2004-06-15 2007-10-30 Construction Research&Technology Gmbh Providing freezing and thawing resistance to cementitious compositions
BRPI0512175A (pt) * 2004-06-15 2008-02-12 Constr Res & Tech Gmbh fornecimento de resistência ao congelamento e descongelamento para composições de cimentos
WO2007145731A2 (en) 2006-06-07 2007-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud
US8088716B2 (en) 2004-06-17 2012-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud
US7998571B2 (en) 2004-07-09 2011-08-16 James Hardie Technology Limited Composite cement article incorporating a powder coating and methods of making same
US7373981B2 (en) * 2005-02-14 2008-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing with lightweight cement compositions
CN101160266A (zh) 2005-02-24 2008-04-09 詹姆斯哈迪国际财金公司 耐碱性玻璃组合物
US7398827B2 (en) * 2005-03-11 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for high temperature lightweight cementing
US7390356B2 (en) * 2005-03-11 2008-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for high temperature lightweight cementing
NZ562557A (en) * 2005-06-14 2011-04-29 Constr Res & Tech Gmbh Method of delivery of agents providing freezing and thawing resistance to cementitious compositions using a high molecular weight polymeric solution of polyethylene glycols or polysaccharides
JP2009507746A (ja) * 2005-06-14 2009-02-26 コンストラクション リサーチ アンド テクノロジー ゲーエムベーハー セメント状組成物に耐凍性および融解抵抗性を付与する方法
DK1770073T3 (da) 2005-09-29 2009-12-14 Schlumberger Technology Bv Cementsammensætning til superkritiske carbondioxidomgivelser
US8609244B2 (en) 2005-12-08 2013-12-17 James Hardie Technology Limited Engineered low-density heterogeneous microparticles and methods and formulations for producing the microparticles
US8240385B2 (en) * 2006-03-21 2012-08-14 Halliburton Energy Services Inc. Low heat of hydration cement compositions and methods of using same
EP2010730A4 (en) 2006-04-12 2013-07-17 Hardie James Technology Ltd SURFACE-SEALED, REINFORCED BUILDING ELEMENT
EP2035651A4 (en) 2006-06-07 2009-08-05 Exxonmobil Upstream Res Co METHOD FOR PRODUCING COMPRESSIBLE OBJECTS FOR A VARIABLE DENSITY DRILLING FLUSH
EP2038364A2 (en) 2006-06-07 2009-03-25 ExxonMobil Upstream Research Company Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud
US7967909B2 (en) * 2007-02-26 2011-06-28 Baker Hughes Incorporated Method of cementing within a gas or oil well
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US8209927B2 (en) 2007-12-20 2012-07-03 James Hardie Technology Limited Structural fiber cement building materials
US8657954B2 (en) * 2010-04-26 2014-02-25 Construction Research & Technology Gmbh Alkali-activated aluminosilicate binder containing glass beads
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US20160257872A9 (en) 2010-09-17 2016-09-08 Schlumberger Technology Corporation Solid state dispersion
US8910712B2 (en) * 2011-10-31 2014-12-16 Chevron U.S.A. Inc. System and method for converting class II hydrate reservoirs
RU2497861C1 (ru) * 2012-05-04 2013-11-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Облегченный газоблокирующий тампонажный материал для цементирования надпродуктивных интервалов (варианты)
US20140151043A1 (en) 2012-12-03 2014-06-05 Schlumberger Technology Corporation Stabilized fluids in well treatment
US10202833B2 (en) 2013-03-15 2019-02-12 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing with exothermic reaction
US9546534B2 (en) 2013-08-15 2017-01-17 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus to form a downhole fluid barrier
CN103467019B (zh) * 2013-09-02 2015-06-17 山东理工大学 一种用碳化钒微珠制备低密度油井固井水泥试块的方法
CN103467016B (zh) * 2013-09-02 2015-06-17 山东理工大学 二硼化锆-氧化铝复合陶瓷微珠制备低密度油井固井水泥试块的制备方法
CN103408263B (zh) * 2013-09-02 2014-11-26 山东理工大学 微晶玻璃微珠制备低密度油井固井水泥试块的制备方法
CN103435307B (zh) * 2013-09-02 2015-05-06 山东理工大学 一种用碳化铪微珠制备低密度油井固井水泥试块的方法
US9796622B2 (en) 2013-09-09 2017-10-24 Saudi Arabian Oil Company Development of high temperature low density cement
CN103803890B (zh) * 2014-03-11 2015-10-07 山东理工大学 陶瓷复合微珠制备低密度油井固井水泥试块的方法
CN103803891B (zh) * 2014-03-11 2015-08-19 山东理工大学 氮化硼碳氮化钛陶瓷复合微珠制备油井固井水泥试块方法
RU2553807C1 (ru) * 2014-03-19 2015-06-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами
CN103880362B (zh) * 2014-04-10 2015-06-10 山东理工大学 一种氮化硅陶瓷微珠制备低密度油井固井水泥试块的方法
US10723934B2 (en) * 2016-02-09 2020-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Surfactants for use in liquid suspensions of lightweight beads
MX2016005644A (es) * 2016-04-29 2017-10-30 Josawa S A De C V Formulacion a base de cemento hidraulico adicionado con vidrios amorfos y microesferas para productos de reparacion, mantenimiento o rehabilitacion de estructuras de concreto.
US10954771B2 (en) 2017-11-20 2021-03-23 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods of initiating energetic reactions for reservoir stimulation
CN108059401A (zh) * 2018-01-26 2018-05-22 毕言铎 一种低密度油井水泥
CN112408911A (zh) * 2020-11-20 2021-02-26 上海浦盈混凝土有限公司 一种抗冻混凝土拌合物及其制备方法
CN113621355B (zh) * 2021-08-09 2022-12-09 中海油田服务股份有限公司 一种液体减轻剂及其制备和应用

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3804058A (en) * 1972-05-01 1974-04-16 Mobil Oil Corp Process of treating a well using a lightweight cement
RO78647A (ro) * 1978-08-08 1982-03-24 Standard Oil Co,Us Procedeu de cimentare a puturilor de sonda
JPS6090860A (ja) * 1983-10-25 1985-05-22 宇部興産株式会社 高温度用低比重セメントの品質劣化を防止する方法
JPH0699171B2 (ja) * 1986-07-08 1994-12-07 宇部興産株式会社 地熱井用セメント組成物
US5125455A (en) * 1991-01-08 1992-06-30 Halliburton Services Primary cementing
US5121795A (en) * 1991-01-08 1992-06-16 Halliburton Company Squeeze cementing
US5346012A (en) * 1993-02-01 1994-09-13 Halliburton Company Fine particle size cement compositions and methods
FR2704218B1 (fr) 1993-04-21 1995-06-09 Schlumberger Cie Dowell Laitiers de ciments pétroliers, leur préparation et leur utilisation à la cimentation de puits.
FR2735465B1 (fr) * 1995-06-13 1997-08-29 Schlumberger Cie Dowell Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
US5571318A (en) * 1995-08-31 1996-11-05 Halliburton Company Well cementing methods and compositions for use in cold environments
MY119906A (en) * 1996-06-18 2005-08-30 Sofitech Nv Cementing compositions and applications of such compositions to cementing oil (or similar) wells.
FR2749844B1 (fr) * 1996-06-18 1998-10-30 Schlumberger Cie Dowell Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
WO2000029351A1 (fr) * 1998-11-13 2000-05-25 Sofitech N.V. Compositions de cimentation et application a la cimentation de puits petroliers ou analogues
FR2790258B1 (fr) * 1999-02-25 2001-05-04 Dowell Schlumberger Services Procede de cimentation et application de ce procede a des cimentations de reparation
EP1236701A1 (en) * 2001-02-15 2002-09-04 Schlumberger Technology B.V. Very low-density cement slurry

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2472835C1 (ru) * 2011-07-01 2013-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Московский государственный строительный университет (МГСУ) Сырьевая смесь для получения облегченного тампонажного раствора
RU2802474C1 (ru) * 2023-03-22 2023-08-29 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" Гипсоцементный тампонажный раствор

Also Published As

Publication number Publication date
EA200200215A1 (ru) 2002-06-27
NO20020432L (no) 2002-01-28
GC0000135A (en) 2005-06-29
FR2796935A1 (fr) 2001-02-02
DK1204616T3 (da) 2005-01-31
CA2380095A1 (en) 2001-02-08
EP1204616B1 (en) 2004-09-15
WO2001009056A1 (en) 2001-02-08
US6626991B1 (en) 2003-09-30
DE60013854D1 (de) 2004-10-21
GB2366562A (en) 2002-03-13
CA2380095C (en) 2009-11-24
AU6270200A (en) 2001-02-19
JP4731773B2 (ja) 2011-07-27
CN1367768A (zh) 2002-09-04
OA12001A (en) 2006-04-18
BR0012504B1 (pt) 2009-08-11
NO20020432D0 (no) 2002-01-28
CN1223544C (zh) 2005-10-19
BR0012504A (pt) 2002-05-28
NO335505B1 (no) 2014-12-22
GB2366562B (en) 2004-01-07
AU772997B2 (en) 2004-05-13
MXPA02000959A (es) 2002-09-18
EP1204616A1 (en) 2002-05-15
ATE276213T1 (de) 2004-10-15
JP2003506527A (ja) 2003-02-18
DE60013854T2 (de) 2005-09-22
FR2796935B1 (fr) 2001-09-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA003917B1 (ru) Цементный раствор с низкой плотностью и низкой пористостью для нефтяных скважин и подобных скважин
US20040112255A1 (en) Very low-density cement slurry
RU2415092C2 (ru) Цементный раствор с низким соотношением вода:цемент
JP5378588B2 (ja) 凝固遅延剤を含む坑井ボア保全用組成物、その製造方法及びその使用方法
RU2442878C2 (ru) Цементы для использования внутри формаций, содержащих гидраты газов
RU2656266C2 (ru) Способ обработки подземного пласта суспензией цементного раствора с возможностью образования проницаемого отвердевшего цементного раствора
EA003151B1 (ru) Цементирующие составы и способы применения таких составов для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений
RU2464408C2 (ru) Цементные композиции с низкой теплотой гидратации и способы их применения
RU2625408C2 (ru) Использование метилгидроксиэтилцеллюлозы в качестве добавки к цементу
US20040107875A1 (en) Low-density cementing slurry
CA2635925C (en) Cement blend
US11447681B2 (en) Aqueous silica dispersion
AU2022305107A1 (en) Cement slurry composition
AU2002235782A1 (en) Very low-density cement slurry
MXPA01008495A (en) Cementing compositions and application of such compositions to cementing oil wells or the like

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU