RU2359988C1 - Oil-well composition for steam-injection wells - Google Patents

Oil-well composition for steam-injection wells Download PDF

Info

Publication number
RU2359988C1
RU2359988C1 RU2007135903/03A RU2007135903A RU2359988C1 RU 2359988 C1 RU2359988 C1 RU 2359988C1 RU 2007135903/03 A RU2007135903/03 A RU 2007135903/03A RU 2007135903 A RU2007135903 A RU 2007135903A RU 2359988 C1 RU2359988 C1 RU 2359988C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
cement
grouting
stone
weight
Prior art date
Application number
RU2007135903/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2007135903A (en
Inventor
Ольга Григорьевна Кузнецова (RU)
Ольга Григорьевна Кузнецова
Юрий Владимирович Фефелов (RU)
Юрий Владимирович Фефелов
Ольга Александровна Чугаева (RU)
Ольга Александровна Чугаева
Нина Аркадьевна Зуева (RU)
Нина Аркадьевна Зуева
Елена Михайловна Сажина (RU)
Елена Михайловна Сажина
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти"
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 Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти"
Priority to RU2007135903/03A priority Critical patent/RU2359988C1/en
Publication of RU2007135903A publication Critical patent/RU2007135903A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2359988C1 publication Critical patent/RU2359988C1/en

Links

Abstract

FIELD: oil and gas production.
SUBSTANCE: invention relates to drilling and operation of oil and gas wells, in which there are applied thermal methods of increasing of reservoir recovery. Oil-well composition for steam-injection wells contains wt h.: Portland cement 50-80, high-silica sand 10-45, amorphous silicon dioxide up to 10, water up to "в/ц" 0.35-0.52. Oil-well composition in the capacity of regulator of processing characteristics additionally contains accelerant of setting-time - calcium chloride or sodium chloride up to 5 wt h. and/or oxy-ethyl-cellulose up to 0.5 wt h., and/or plasticiser - lignosulfonates or Melflux, or Cemplast MF of grade b.
EFFECT: absence of dehydration in grouting mortar, reduction of filtration, increasing of pumpability and setting time of cement stone in conditions of normal temperatures, increasing of adhesive behaviors of formed grouting stone and in providing of stability of it at conditions of sharp temperature fall from 22°C up to 180°C at simultaneous keeping of high durability at cyclic thermal influence during long period.
5 cl, 2 tbl, 1 ex

Description

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в которых применяются термические методы повышения нефтеотдачи пластов.The invention relates to the drilling and operation of oil and gas wells, which apply thermal methods to enhance oil recovery.

Известен тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий в мас.%: клинкер 25-40; гипс 3-6; кварцевый песок 35 -38; шлак основной 20-22 и добавку «ИР-1» 2-9 (Патент РФ №2220275, кл. Е21В 33/138, опубл. 2003 г.). Указанный известный состав обеспечивает длительную прочность цементного камня, испытывающего воздействие до 10 циклов гидротермального нагрева с амплитудой от низких положительных температур до 360°С.A well-known grouting composition for steam injection wells, containing in wt.%: Clinker 25-40; gypsum 3-6; silica sand 35 -38; main slag 20-22 and additive "IR-1" 2-9 (RF Patent No. 2220275, CL ЕВВ 33/138, publ. 2003). The specified known composition provides long-term strength of the cement stone, which is exposed to up to 10 cycles of hydrothermal heating with an amplitude from low positive temperatures to 360 ° C.

Однако указанный известный состав характеризуется недостаточной адгезией к металлу обсадной колонны, что не позволяет обеспечить качественное ее крепление в жестких условиях термического воздействия.However, the specified known composition is characterized by insufficient adhesion to the metal of the casing string, which does not allow for its high-quality fastening in severe thermal conditions.

Также известен тампонажный материал, содержащий в масс.%: портландцементный клинкер 76-80; гипс 4-5; молотый никелевый шлак 15-20 (Патент РФ №2111340, кл. Е21В 33/138, опубл. 1998 г.). Этот материал обеспечивает температурную стойкость образующегося камня в течение продолжительного времени. Но его адгезионные свойства также являются недостаточными.Grouting material is also known, containing in wt.%: Portland cement clinker 76-80; gypsum 4-5; ground nickel slag 15-20 (RF Patent No. 2111340, class ЕВВ 33/138, publ. 1998). This material provides thermal stability of the resulting stone for a long time. But its adhesive properties are also insufficient.

Из ряда тампонажных составов, предназначенных для использования в паронагнетательных скважинах, также известен тампонажный материал, содержащий в мас.%: шлакопесчаный цемент 30 - 70 и портландцемент 30-70. При этом шлакопесчаный цемент содержит 50-60% шлака и 40-50% кварцевого песка (Авт. свид-во СССР №981585, кл. Е21В 33/138, опубл. 1982 г.). Указанный известный состав характеризуется теми же недостатками, что и вышеприведенные аналоги.From a number of grouting compositions intended for use in steam injection wells, grouting material is also known, containing in wt.%: Slag sand cement 30–70 and Portland cement 30–70. At the same time, slag sand cement contains 50-60% of slag and 40-50% of quartz sand (Aut. Certificate of the USSR No. 981585, class E21B 33/138, publ. 1982). The specified known composition is characterized by the same disadvantages as the above analogues.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по совокупности признаков является тампонажный материал, предназначенный для использования в скважинах, подвергающихся термическим методам воздействия, и содержащий в мас.%: тампонажный портландцемент 55-77; кварцевый песок 20-35; шлак синтетический известково-глиноземистый 3-10 (Авт. свид-во СССР №1654540, кл. Е21В 33/138, опубл. 1991 г.). Тампонажный камень, образующийся из известного материала, является термостойким при циклическом нагреве до 400°С.The closest to the proposed technical solution for the totality of the characteristics is a cementing material intended for use in wells exposed to thermal methods of exposure, and containing in wt.%: Cementing Portland cement 55-77; silica sand 20-35; synthetic lime-alumina slag 3-10 (Aut. certificate of the USSR No. 1654540, class ЕВВ 33/138, publ. 1991). A cement stone formed from a known material is heat-resistant upon cyclic heating to 400 ° C.

Недостатками указанного известного тампонажного материала является следующее:The disadvantages of this known cementing material is the following:

- большое водоотделение тампонажного раствора, что приводит к его расслоению;- large water separation of cement slurry, which leads to its separation;

- высокая фильтрации в условиях умеренных и повышенных температур сопоставима с показателем фильтрации чистого цемента, который составляет 600 см3 при ΔР=0,7 МПа, что может привести к преждевременному загустеванию тампонажного раствора;- high filtration in conditions of moderate and elevated temperatures is comparable with the filtration rate of pure cement, which is 600 cm 3 at ΔP = 0.7 MPa, which can lead to premature thickening of grouting mortar;

- короткие сроки схватывания в условиях нормальных температур, что не обеспечивает безопасный режим закачки тампонажного раствора в скважину;- short setting time at normal temperatures, which does not provide a safe mode of pumping cement slurry into the well;

- недостаточная адгезия к металлу и породе;- insufficient adhesion to metal and rock;

- недостаточная стойкость камня в условиях резкого перепада температур.- insufficient stone durability in the conditions of sharp temperature difference.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в отсутствии водоотделения в тампонажном растворе, снижении фильтрации, увеличении времени загустевания и схватывания цементного камня в условиях нормальных температур, повышении адгезионных свойств образующегося тампонажного камня и в обеспечении стойкости его при условии резкого перепада температур от 22°С до 180°С при одновременном сохранении высокой прочности при циклическом термовоздействии в течение длительного времени.The technical result achieved by the invention consists in the absence of water separation in the grout, reducing filtration, increasing the thickening and setting time of the cement stone at normal temperatures, increasing the adhesive properties of the resulting grouting stone and ensuring its stability under the condition of a sharp temperature difference from 22 ° C up to 180 ° C while maintaining high strength with cyclic thermal effects for a long time.

Указанный технический результат обеспечивается предлагаемым тампонажным составом для паронагнетательных скважин, содержащим портландцемент, кварцевый песок, кремниевый реагент и воду, при этом согласно изобретению в качестве кремниевого реагента он содержит аморфную двуокись кремния, при следующем соотношении компонентов, мас.ч:The specified technical result is provided by the proposed grouting composition for steam injection wells containing Portland cement, silica sand, a silicon reagent and water, while according to the invention it contains amorphous silicon dioxide as a silicon reagent, in the following ratio, wt.h:

ПортландцементPortland cement 50-8050-80 Кварцевый песокQuartz sand 10-4510-45 Аморфная двуокись кремнияAmorphous silicon dioxide до 10to 10 ВодаWater до в/ц 0,35-0,52up to v / c 0.35-0.52

Тампонажный состав дополнительно содержит регуляторы технологических свойств.The grouting composition additionally contains regulators of technological properties.

Тампонажный состав в качестве регулятора технологических свойств содержит ускоритель сроков схватывания до 5 мас.ч., и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч., и/или пластификатор до 0,7 мас.ч., и/или реагент Полицем ДФ до 0,3 мас.ч.The grouting composition as a regulator of technological properties contains an accelerator of setting time up to 5 parts by weight, and / or hydroxyethyl cellulose up to 0.5 parts by weight, and / or a plasticizer up to 0.7 parts by weight, and / or a reagent Police DF up to 0.3 parts by weight

Тампонажный состав в качестве ускорителя сроков схватывания содержит хлорид кальция или хлорид натрия.The grouting composition as an accelerator of setting time contains calcium chloride or sodium chloride.

Тампонажный состав в качестве пластификатора содержит лигносульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б.The grouting composition as a plasticizer contains lignosulfonates or Melflux, or Zemplast MF brand b.

Тампонажный состав в качестве пеногасителя содержит модифицированный кремнийорганический полимер.The grouting composition as a defoamer contains a modified silicone polymer.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.The specified technical result is achieved due to the following.

В предлагаемый тампонажный состав вводится кремний, в различной по химической активности форме: в виде кварцевого песка и в виде аморфной двуокиси кремния. Механизм взаимодействия кремнеземистых добавок с составляющими портландцемента заключается в связывании ими свободного оксида кальция как основного компонента и образовании более стабильных при повышенных температурах соединений. Причем стойкость этих соединений сохраняется и при перепаде температур.Silicon is introduced into the proposed grouting composition in a different chemical activity form: in the form of silica sand and in the form of amorphous silicon dioxide. The mechanism of interaction of siliceous additives with Portland cement constituents consists in their binding of free calcium oxide as the main component and the formation of compounds more stable at elevated temperatures. Moreover, the stability of these compounds is maintained even with a temperature difference.

Кварцевый песок в условиях нормальных температур будет являться инертным наполнителем. При повышении температуры в скважине в период нагнетания пара до 180°С силикаты, присутствующие в кварцевом песке, способствуют образованию низкоосновных гидросиликатов кальция. Наличие в заявляемом тампонажном материале активной кремнеземистой добавки - аморфной окиси кремния способствует образованию низкоосновных гидросиликатов на ранней стадии твердения, которые отличаются низковолокнистой структурой и содержат кристаллы коллоидных размеров, что предопределяет при твердении образование мелкопористого малопроницаемого камня повышенной механической прочности и температурной устойчивости. Поставщиками аморфной двуокиси кремния могут быть следующие добавки: зола уноса, алюмосиликатные микросферы, пыль уноса диоксида кремния или микрокремнезем или двуокись кремния, полученная искусственным путем в виде белого аморфного легкоподвижного порошка в результате прокаливания кремневой кислоты. Важной составляющей при этом является размер зерен добавки - аморфной двуокиси кремния. Чем больше дисперсность указанной добавки, тем выше ее активность при взаимодействии с минералами цементного клинкера, т.е., например, пылевидный материал является более активным.Quartz sand at normal temperatures will be an inert filler. With increasing temperature in the well during the period of steam injection to 180 ° C, silicates present in quartz sand contribute to the formation of low-basic calcium hydrosilicates. The presence in the claimed grouting material of an active silica additive - amorphous silica promotes the formation of low-basic hydrosilicates at the early stage of hardening, which are characterized by a low-fiber structure and contain colloidal crystals, which determines the formation of fine-porous, low-permeable stone with increased mechanical strength and temperature stability during hardening. The following additives can be suppliers of amorphous silicon dioxide: fly ash, aluminosilicate microspheres, fly ash of silica or silica fume, or silica, obtained artificially in the form of a white amorphous easily moving powder as a result of calcination of silicic acid. An important component in this case is the grain size of the additive - amorphous silicon dioxide. The greater the dispersion of this additive, the higher its activity when interacting with the minerals of cement clinker, i.e., for example, a dusty material is more active.

Экспериментальным путем было установлено, что только при заявленном соотношении компонентов в предлагаемом тампонажном составе обеспечивается указанный технический результат. Так, при снижении количества портландцемента ниже 50 мас.ч. не обеспечивается достаточная прочность тампонажного камня в условиях нормальных температур (в период твердения и формирования тампонажного камня), а при увеличении его количества более 80 мас.ч. при повышении температуры в период нагнетания в скважину пара прочностные характеристики тампонажного камня начинают интенсивно снижаться, т.е начинается процесс его разрушения.It was established experimentally that only with the stated ratio of the components in the proposed grouting composition the specified technical result is provided. So, with a decrease in the amount of Portland cement below 50 parts by weight sufficient strength of the cement stone is not ensured under normal temperatures (during the hardening and formation of the cement stone), and with an increase in its amount more than 80 parts by weight as the temperature rises during the period of steam injection into the well, the strength characteristics of the cement stone begin to decrease rapidly, i.e., the process of its destruction begins.

Снижение содержания кварцевого песка менее 10 мас.ч. приводит к недостаточному повышению термостойкости цементного камня, а увеличение его количества выше 45 мас.ч. ведет к снижению прочностных характеристик тампонажного камня в период его формирования в условиях нормальных температур.The decrease in the content of quartz sand less than 10 wt.h. leads to an insufficient increase in the heat resistance of cement stone, and an increase in its amount above 45 parts by weight leads to a decrease in the strength characteristics of cement stone during its formation at normal temperatures.

Использование аморфного кремния выше 10 мас.ч. вызывает повышенное водопотребление тампонажного состава, что в свою очередь приводит к снижению прочности и проницаемости цементного камня, особенно при перепадах температур.The use of amorphous silicon above 10 parts by weight causes increased water consumption of the grouting composition, which in turn leads to a decrease in the strength and permeability of cement stone, especially at temperature extremes.

А изменение содержания воды за предлагаемые пределы приводит к получению состава или с короткими сроками схватывания, не позволяющими прокачать его в скважину, или, наоборот, с высокими сроками схватывания, что в скважинных условиях приведет к размыву состава.A change in the water content beyond the proposed limits results in a composition with either short setting time, not allowing it to be pumped into the well, or, conversely, with a high setting time, which in well conditions will lead to erosion of the composition.

Заявляемый состав может быть использован также с технологическими добавками, регулирующими технологические свойства, исходя из конкретных скважинных условий.The inventive composition can also be used with technological additives that regulate technological properties, based on specific well conditions.

Таким образом, только совокупность предложенных компонентов в заявленном их количественном соотношении позволяет получить тампонажный состав с указанными свойствами.Thus, only the totality of the proposed components in the claimed quantitative ratio allows to obtain a grouting composition with the indicated properties.

Предлагаемый тампонажный состав был испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления использовали следующие компоненты:The proposed grouting composition was tested in laboratory conditions. For its preparation, the following components were used:

- портландцемент марки ПЦТ-100 или ПЦТ G-CC-1 по ГОСТ 1581-96;- Portland cement grade PTsT-100 or PTsT G-CC-1 according to GOST 1581-96;

- кварцевый песок - ГОСТ 8736-85, в соответствии с которым SiO2 должно быть не менее 90%, глины не более 5%, слюды не более 5%, годным для использования является песок, просеянный через сито с ячейками 0,15 мм с остатком на сите не более 30%;- quartz sand - GOST 8736-85, according to which SiO 2 should be at least 90%, clay not more than 5%, mica not more than 5%, suitable for use is sand sifted through a sieve with 0.15 mm s cells the residue on the sieve is not more than 30%;

- аморфная двуокись кремния, например микрокремнезем, который является побочным продуктом производства кремния или кремниевых сплавов путем восстановления кварца в электрической печи. Частицы имеют сферическую форму, обычно около 100 нм в диаметре и состоят большей частью из стекла. Удельная поверхность равна 15-25 м2, истинная плотность около 2000 кг/м3, насыпная плотность свежеотфильтровованного порошка 200 кг/м3. Как минеральная добавка для бетонов микрокремнезем отличается мельчайшими размерами частиц и высокой пуццоланической активностью. Добавка в цемент микрокремнезема ограничена, что связано с его высокой водопотребностью. Кремний оксид аморфный ОСЧ ТУ 6-09-4901-80, кремний двуокись аморфная Ч ТУ 6-09-5016-90, двуокись кремния ОСЧ ТУ 6-09-3379-73;- amorphous silicon dioxide, for example silica fume, which is a by-product of the production of silicon or silicon alloys by the reduction of quartz in an electric furnace. The particles are spherical in shape, typically about 100 nm in diameter, and consist mostly of glass. The specific surface is 15-25 m 2 , the true density is about 2000 kg / m 3 , the bulk density of the freshly filtered powder is 200 kg / m 3 . As a mineral additive for concrete, silica fume is distinguished by the smallest particle size and high pozzolanic activity. The addition of silica fume to cement is limited, due to its high water demand. Amorphous silicon oxide OSCH TU 6-09-4901-80, amorphous silicon dioxide H TU 6-09-5016-90, silicon dioxide OSCH TU 6-09-3379-73;

- хлорид кальция или хлорид натрия;- calcium chloride or sodium chloride;

- оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) марки Гидроцем В,С,Н;- hydroxyethyl cellulose (OEC) brand Hydrocem B, C, H;

- лигносульфонат, Melflux или Цемпласт МФ марки б;- lignosulfonate, Melflux or Zemplast MF brand b;

- вода техническая.- technical water.

Пример. Для приготовления предлагаемого тампонажного состава брали 70 г портландцемента, смешивали его с 25 г кварцевого песка и 5 г аморфной двуокиси кремния. Получали состав со следующим соотношением компонентов, мас.ч.: портландцемент - 70; кварцевый песок - 25; аморфная двуокись кремния - 5. Далее добавляли регуляторы технологических свойств: 1,4 г хлористого кальция; 0,2 г Гидроцема С, 0,2 г Цемпласта МФ марки б и 0,14 г Полицема ДФ. Полученную смесь затворяли водой при водоцементном соотношении 0,52.Example. To prepare the proposed grouting composition, 70 g of Portland cement were taken, mixed with 25 g of quartz sand and 5 g of amorphous silicon dioxide. Got a composition with the following ratio of components, parts by weight: portland cement - 70; quartz sand - 25; amorphous silicon dioxide - 5. Next, the regulators of technological properties were added: 1.4 g of calcium chloride; 0.2 g of Hydrocem C, 0.2 g of Tsemplast MF brand b and 0.14 g of Polycem DF. The resulting mixture was shut with water at a water / cement ratio of 0.52.

Составы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.Compositions with different component contents were prepared in a similar manner.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого тампонажного состава:During laboratory tests, the following properties of the proposed grouting composition were determined:

- водоотделение;- water separation;

- водоотдачу тампонажного состава при ΔР=0,7 МПа за 30 мин;- water loss of the grouting composition at ΔР = 0.7 MPa in 30 min;

- сроки схватывания тампонажного камня;- the setting time of cement stone;

- прочность тампонажного камня при сжатии, МПа;- the strength of the cement stone in compression, MPa;

- прочность тампонажного камня при изгибе, МПа- the strength of the cement stone in bending, MPa

- усилие выталкивания образцов, МПа;- force pushing samples, MPa;

- проницаемость тампонажного камня, мД.- permeability of cement stone, MD.

Определение прочности при изгибе и сжатии цементных образцов и водоотделения проводились в соответствии с ГОСТ 26798.2-96. Кроме того, прочность при сжатии определялась неразрушающим методом контроля с использованием ультразвукового анализатора прочности цемента. Определение водоотдачи, сроков схватывания, усилия выталкивания образцов, проницаемость тампонажного камня производились известными методами.Determination of the bending and compression strength of cement samples and water separation was carried out in accordance with GOST 26798.2-96. In addition, the compressive strength was determined by a non-destructive testing method using an ultrasonic cement strength analyzer. Determination of water loss, setting time, the forces of the ejection of the samples, the permeability of the cement stone were made by known methods.

Данные о содержании компонентов в исследованных тампонажных составах (известном и предлагаемом) приведены в таблице 1.Data on the content of components in the investigated grouting compositions (known and proposed) are shown in table 1.

Figure 00000001
Figure 00000001

Данные о свойствах тампонажных составов и о свойствах образующегося из них тампонажного камня приведены в таблице 2.Data on the properties of grouting compositions and on the properties of the resulting grouting stone are given in table 2.

Figure 00000002
Figure 00000002

Результаты, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают следующие преимущества предлагаемого тампонажного состава перед известными:The results are shown in tables 1 and 2, show the following advantages of the proposed cement composition over the known:

- отсутствие водоотделения;- lack of water separation;

- низкая фильтрация тампонажных составов;- low filtration of grouting compositions;

- сроки схватывания позволяют производить безаварийную закачку цементного раствора в скважину.- the setting time allows for trouble-free injection of cement into the well.

- высокие адгезионные свойства (на 20-78% выше, чем у известного).- high adhesive properties (20-78% higher than that of the known).

Таким образом, использование предлагаемого тампонажного состава в паронагнетательных скважинах позволит обеспечить качественное крепление обсадных колонн, исключающее загустевание и схватывание цементного раствора в период закачки цементного раствора в скважину. Отсутствие водоотделения и низкая фильтрация обеспечит безусадочность формируемого цементного камня и позволит снизить потери водной фазы из цементного раствора в период его контакта с проницаемыми участками ствола скважины, что способствует формированию качественного цементного камня по всему стволу скважины, в том числе и в интервале проницаемых пластов.Thus, the use of the proposed grouting composition in steam injection wells will ensure high-quality fastening of casing strings, eliminating the thickening and setting of cement during the injection of cement into the well. The absence of water separation and low filtration will ensure the stability of the formed cement stone and will reduce the loss of the aqueous phase from the cement mortar during its contact with the permeable sections of the wellbore, which contributes to the formation of high-quality cement stone throughout the wellbore, including in the interval of permeable formations.

Кроме того, учитывая, что паронагнетательные скважины не являются высокотемпературными, то формирование цементного камня происходит в условиях нормальных температур, а в период ввода их в эксплуатацию после нагнетания пара исключается растрескивание тампонажного камня вследствие резкого перепада температур (температура нефти может быть от 30 до 40°С, в то время как температура нагрева тампонажного камня паром составляет до 180°С), а значит, гарантируется качественное крепление и цементирование скважины.In addition, given that steam injection wells are not high-temperature, the formation of cement stone occurs at normal temperatures, and cracking of the cement stone due to a sharp temperature difference is excluded during commissioning after steam injection (oil temperature can be from 30 to 40 ° C, while the temperature of heating the cement stone with steam is up to 180 ° C), which means that high-quality fastening and cementing of the well are guaranteed.

Вместе с этим, испытывая постоянные циклические температурные нагрузки, тампонажный камень, сформированный из предлагаемого состава, гарантирует качественную изоляцию затрубного пространства и позволяет сократить число ремонтов и межремонтный период в период эксплуатации паронагнетательных скважин.At the same time, experiencing constant cyclic temperature loads, the cement stone formed from the proposed composition ensures high-quality isolation of the annulus and allows to reduce the number of repairs and the overhaul period during the operation of steam injection wells.

Claims (5)

1. Тампонажный состав для паронагнетательных скважин, содержащий портландцемент, кварцевый песок, кремниевый реагент и воду, отличающийся тем, что в качестве кремниевого реагента он содержит аморфную двуокись кремния при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:
Портландцемент 50-80 Кварцевый песок 10-45 Аморфная двуокись кремния До 10 Вода До в/ц 0,35-0,52
1. The grouting composition for steam injection wells containing Portland cement, silica sand, a silicon reagent and water, characterized in that as a silicon reagent it contains amorphous silicon dioxide in the following ratio of components, parts by weight:
Portland cement 50-80 Quartz sand 10-45 Amorphous silicon dioxide To 10 Water Up to v / c 0.35-0.52
2. Тампонажный состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит регуляторы технологических свойств.2. The grouting composition according to claim 1, characterized in that it further comprises regulators of technological properties. 3. Тампонажный состав по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве регулятора технологических свойств он содержит ускоритель сроков схватывания до 5 мас.ч., и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас.ч., и/или пластификатор до 0,7 мас.ч., и/или реагент Полицем ДФ до 0,3 мас.ч.3. The grouting composition according to claim 1 or 2, characterized in that as a regulator of technological properties it contains an accelerator of setting time of up to 5 parts by weight, and / or hydroxyethyl cellulose up to 0.5 parts by weight, and / or plasticizer up to 0.7 parts by weight and / or reagent by the Police DF to 0.3 parts by weight 4. Тампонажный состав по п.3, отличающийся тем, что в качестве ускорителя сроков схватывания он содержит хлорид кальция или хлорид натрия.4. The grouting composition according to claim 3, characterized in that it contains calcium chloride or sodium chloride as an accelerator of the setting time. 5. Тампонажный состав по п.3, отличающийся тем, что в качестве пластификатора он содержит лигносульфонаты, или Melflux, или Цемпласт МФ марки б. 5. The grouting composition according to claim 3, characterized in that as a plasticizer it contains lignosulfonates, or Melflux, or Zemplast MF brand b.
RU2007135903/03A 2007-09-27 2007-09-27 Oil-well composition for steam-injection wells RU2359988C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007135903/03A RU2359988C1 (en) 2007-09-27 2007-09-27 Oil-well composition for steam-injection wells

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007135903/03A RU2359988C1 (en) 2007-09-27 2007-09-27 Oil-well composition for steam-injection wells

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007135903A RU2007135903A (en) 2009-04-10
RU2359988C1 true RU2359988C1 (en) 2009-06-27

Family

ID=41014398

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007135903/03A RU2359988C1 (en) 2007-09-27 2007-09-27 Oil-well composition for steam-injection wells

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2359988C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2471846C1 (en) * 2011-07-20 2013-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" Grouting mortar
RU2525408C1 (en) * 2013-03-29 2014-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Plugging material for making of bridges in well drilled inverted-emulsion drilling mud (versions)
RU2530805C1 (en) * 2013-06-21 2014-10-10 Общество с ограниченной ответственностью "Цементные технологии" Plugging material
RU2733872C1 (en) * 2020-02-11 2020-10-07 Акционерное общество "Зарубежнефть" Heat-resistant backfill material for fastening wells, providing high strength under conditions of cyclically varying temperatures and action of h2s and co2
RU2761396C1 (en) * 2020-11-23 2021-12-08 Публичное акционерное общество "Газпром" Grouting composition
RU2761317C1 (en) * 2020-11-19 2021-12-08 Публичное акционерное общество "Газпром" Portland cement plugging composition

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2652715C1 (en) * 2017-04-25 2018-04-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Петербургский государственный университет путей сообщения Императора Александра I" Composition of plugging action

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2471846C1 (en) * 2011-07-20 2013-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" Grouting mortar
RU2525408C1 (en) * 2013-03-29 2014-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Plugging material for making of bridges in well drilled inverted-emulsion drilling mud (versions)
RU2530805C1 (en) * 2013-06-21 2014-10-10 Общество с ограниченной ответственностью "Цементные технологии" Plugging material
RU2733872C1 (en) * 2020-02-11 2020-10-07 Акционерное общество "Зарубежнефть" Heat-resistant backfill material for fastening wells, providing high strength under conditions of cyclically varying temperatures and action of h2s and co2
RU2761317C1 (en) * 2020-11-19 2021-12-08 Публичное акционерное общество "Газпром" Portland cement plugging composition
RU2761396C1 (en) * 2020-11-23 2021-12-08 Публичное акционерное общество "Газпром" Grouting composition

Also Published As

Publication number Publication date
RU2007135903A (en) 2009-04-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2359988C1 (en) Oil-well composition for steam-injection wells
RU2562627C2 (en) Settable compositions comprising unexpended pearlite and methods of cementing in underground formations
CA2835556C (en) Settable compositions containing metakaolin having reduced portland cement content
CA2641472C (en) Pumice containing compositions for cementing a well
US10294154B2 (en) Methods for determining reactive index for cementitious components, associated compositions, and methods of use
AU2013302460B2 (en) Geopolymer cement compositions and methods of use
US20040206501A1 (en) Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation
EP2585552A1 (en) Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use
JP2017508709A (en) Passivated cement accelerator
EP1879837A2 (en) Method of well treatment and construction
GB2425531A (en) Oil well cement containing aplite
AU2013334222A1 (en) Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use
AU2010359200B2 (en) Compositions and methods for well completions
Murthy et al. Development of innovative lightweight slurry in oil well-cementing operations
RU2601878C1 (en) Grouting mortar
RU2537679C2 (en) Grouting mortar
RU2507380C1 (en) Low-density grouting mortar
Kazmina et al. Lightweight cement mortar with inorganic perlite microspheres for equipping oil and gas production wells
RU2111340C1 (en) Grouting material
JP4275618B2 (en) Highly permeable ground injection material
RU2259467C1 (en) Base of densified grouting mortar mainly used in fractured carbonate reservoirs
RU2524771C1 (en) Lightened sulphur-bearing grouting mortar
RU2781004C1 (en) Grouting mixture
US20230128657A1 (en) Activated Pozzolanic Suspensions
US11708520B2 (en) Cementing formulations containing halloysite and silica flour and methods of use

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20101116

PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20111031

QZ41 Official registration of changes to a registered agreement (patent)

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20101116

Effective date: 20111226

QZ41 Official registration of changes to a registered agreement (patent)

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20101116

Effective date: 20141230

QZ41 Official registration of changes to a registered agreement (patent)

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20101116

Effective date: 20151123

PD4A Correction of name of patent owner
QZ41 Official registration of changes to a registered agreement (patent)

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20101116

Effective date: 20190528

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20220224

Effective date: 20220224