RU2458962C1 - Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин - Google Patents

Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин Download PDF

Info

Publication number
RU2458962C1
RU2458962C1 RU2011110398/03A RU2011110398A RU2458962C1 RU 2458962 C1 RU2458962 C1 RU 2458962C1 RU 2011110398/03 A RU2011110398/03 A RU 2011110398/03A RU 2011110398 A RU2011110398 A RU 2011110398A RU 2458962 C1 RU2458962 C1 RU 2458962C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cement
fiber
water
chloride
cementing
Prior art date
Application number
RU2011110398/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Вадим Леонидович Воеводкин (RU)
Вадим Леонидович Воеводкин
Ольга Григорьевна Кузнецова (RU)
Ольга Григорьевна Кузнецова
Константин Владимирович Кохан (RU)
Константин Владимирович Кохан
Ольга Александровна Чугаева (RU)
Ольга Александровна Чугаева
Максим Александрович Дружинин (RU)
Максим Александрович Дружинин
Иван Андреевич Кудимов (RU)
Иван Андреевич Кудимов
Елена Михайловна Сажина (RU)
Елена Михайловна Сажина
Нина Аркадьевна Зуева (RU)
Нина Аркадьевна Зуева
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
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 "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"
Priority to RU2011110398/03A priority Critical patent/RU2458962C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2458962C1 publication Critical patent/RU2458962C1/ru

Links

Abstract

Изобретение относится к фиброармированному тампонажному материалу и может найти применение в нефтегазодобывающей промышленности при строительстве скважин, в том числе горизонтальных, для цементирования обсадных колонн в интервалах продуктивных пластов, подверженных перфорационному воздействию в процессе освоения, для ликвидации осложнений в скважинах, связанных с поглощением. Технический результат - повышение трещиностойкости, в том числе в условиях жестких динамических воздействий. Тампонажный материал содержит цемент, армирующее волокно - полиакриловое, или полипропиленовое, или базальтовое волокно, полидиаллилдиметиламмоний хлорид ВПК-402, оксиэтилцеллюлозу, суперпластификатор ЦЕМПЛАСТ, или С-3, или Melflux, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, хлорид кальция и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: цемент 65,0-69,0, указанное армирующее волокно 0,08-0,33, оксиэтилцеллюлоза 0,07-0,2, указанный суперпластификатор 0,08-0,33, указанный пеногаситель 0,08-0,13 хлорид кальция 0,08-1,3, полидиаллилдиметиламмоний хлорид ВПК-402 0,08-0,33, вода остальное. 1 пр., 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин, в том числе горизонтальных, в частности к тампонажным материалам, используемым для цементирования обсадных колонн в интервалах продуктивных пластов, подверженных перфорационному воздействию в процессе освоения, при ликвидации осложнений в скважинах, связанных с поглощением.
Известен тампонажный состав для крепления скважин на дисперсно-армированной базовой основе [1], содержащей компоненты в следующем соотношении, мас.ч.:
Силикатный и/или хлорсиликатный портландцемент 100
Волластонит и/или волокнистые кристаллы
синтетических гидросиликатов кальция или магния 3,0-8,0
Смесь волокнистых кристаллов природных
или синтетических минералов, или
металлических волокон, или стекловолокон,
или базальтовых волокон с полипропиленовыми,
или капроновыми, или нейлоновыми,
или поливинилспиртовыми волокнами,
взятых в соотношении 1:1-2:1 2,0-4,0
Жидкие кремнийорганические полимеры типа
олигоорганогидросилоксанов 0,05-0,25
Порошкообразные кремнийорганические
соединения типа алилсиликонатов 2,5-8,0
Палыгорскит 2,0-6,0.
Вода для обеспечения водоцементного соотношения (В/Ц) 45-75.
Недостатками указанного известного состава является его высокое водоотделение, с последующим расслоением и низкая растекаемость, затрудняющая закачку тампонажного состава в пологие и горизонтальные скважины.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является тампонажный состав для цементирования скважин [2], приготовленный из базовой основы, содержащей, мас.%:
Цемент 95,0-98,0
Армирующее волокно - полиамидное волокно
или смесь полиамидного волокна с хризотил-асбестом в
соотношении 0,3÷2,0:1 0,5-4,0
Пластификатор ЦЕМПЛАСТ, С-3 или Melflux 0,05-0,2
Оксиэтилцеллюлоза 0,1-0,5
Пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ 01-02
Ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция или
хлорид натрия остальное.
При этом для получения тампонажного состава базовую основу затворяют водой при водоцементном соотношении 0,4-0,6.
Недостатками указанного известного тампонажного состава являются недостаточные технологические характеристики: прочность при разрыве, прочность при сжатии, прочность при изгибе и прочность сцепления. Что в промысловых условиях приведет к образованию трещин в цементном камне, особенно подверженном перфорационному воздействию в процессе освоения.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в придании тампонажному материалу физико-механических свойств, улучшающих его трещиностойкость, в том числе в условиях жестких динамических воздействий при цементировании продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин, путем армирования состава на микро- и макроуровне.
Указанный технический результат обеспечивается предлагаемым фиброармированным тампонажным материалом для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин, включающим цемент, армирующее волокно, оксиэтилцеллюлозу, суперпластификатор ЦЕМПЛАСТ МФ, или С-3, или Melflux, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, хлорид кальция, и воду, при этом новым является то, что материал дополнительно содержит полидиаллилдиметиламмоний хлорид ВПК-402, а в качестве армирующего волокна - полиакриловое, или полипропиленовое, или базальтовое волокно, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Цемент 66,0-69,0
Армирующее волокно - полиакриловое,
или полипропиленовое, или базальтовое 0,08-0,33
Оксиэтилцеллюлоза 0,07-0,2
Суперпластификатор ЦЕМПЛАСТ МФ,
или С-3, или Melflux 0,08-0,33
Пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ 0,08-0,13
Хлорид кальция 0,08-1,3
Полидиаллилдиметиламмоний хлорид
ВПК-402 0,08
Вода остальное.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет определенного подбора компонентов (качественного и количественного) в заявляемом тампонажном материале, т.е. этот результат носит синергетический характер.
Благодаря введению в тампонажный материал оксиэтилцеллюлозы обеспечивается низкая фильтрация, снимаются седиментационные процессы, что обеспечивает нулевое водоотделение полученных тампонажных растворов. А за счет синергетического эффекта во взаимодействии с другими компонентами указанный показатель фильтрации приближается к уровню фильтрации буровых растворов, что позволит в промысловых условиях при цементировании проницаемых интервалов исключить преждевременное загустевание тампонажного материала.
Использование в предлагаемом материале в качестве армирующего волокна полиакрилового, или полипропиленового, или базальтового волокна позволяет, наряду с повышением упругопластичных (прочность при разрыве) свойств тампонажного материала, увеличить прочностные свойства образующегося тампонажного камня (при сжатии, изгибе и сцеплении с породой). Волокна способствуют повышению трещиностойкости цементного камня, так как эффективно поглощают и релаксируют динамические напряжения. Указанные волокна в зоне поглощения образуют сетевую мостовую перемычку, способствующую быстрому формированию фильтрационной корки, препятствующей уходу цементного раствора в пласт. Волокна обеспечивают образование в цементном камне микроарматуры, которая определяет способность матрицы тампонажного камня воспринимать растягивающие и ударные нагрузки. Благодаря этому тампонажный состав становится универсальным и может использоваться в различных пластовых условиях:
- для цементирования продуктивных пластов эксплуатационных колонн, в том числе хвостовиков;
- для ликвидации поглощений в проницаемых отложениях;
- для цементирования технических и эксплуатационных колонн, в том числе хвостовиков, где разрез скважин сложен высокопроницаемыми пластами, что исключает возможность использования облегченных тампонажных составов и устройств для ступенчатого цементирования.
Последнее качество является особенно ценным, т.к. позволяет использовать один и тот же материал при различных циклах строительства скважин, что повышает эффективность строительства.
Введение в предлагаемый материал пеногасителя обеспечивает понижение пенообразования, что благоприятно сказывается на работе цементировочного оборудования, а также позволяет получить более качественный цементный камень.
Использование суперпластификатора в предлагаемом тампонажном материале позволяет модифицировать структуру тампонажного раствора, уплотняя ее, что способствует в свою очередь увеличению прочности тампонажного камня. Кроме того, введенная в состав пластифицирующая добавка позволяет регулировать реологические параметры цементного раствора в период закачки его в скважины. Оптимальное соотношение фиброармирующих добавок с пластифицирующей добавкой позволяет решить проблему, связанную с необходимостью нахождения рационального соотношения между механическими свойствами и реологией.
Введение в предлагаемый тампонажный состав полидиаллилдиметиламмоний хлорида ВПК-402 обеспечивает армирование тампонажного камня на макроуровне. Кроме того реагент оказывает дополнительное пластифицирующее воздействие на цементный раствор.
Для получения заявляемого тампонажного материала в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- тампонажный портландцемент марки ПЦТ IG-CC-1;
- оксиэтилцеллюлоза марки ГИДРОЦЕМ Н, С ТУ 2231-009-40912231-2003;
- суперпластификатор марок: ЦЕМПЛАСТ МФ (сульфированный меламинформальдегид) по ТУ 2223-011-40912231-2003; С-3 (натриевая соль продукта конденсации нафталинсульфокислоты с формальдегидом по по ТУ 6-360204229-625-90)
и Meluux - полиэфиркарбоксилаты (поликарбоновые эфиры), водоредуцирующая добавка по степени пластификации в соответствии с ГОСТ 242111-91 относится к группе суперпластифицирующих, производитель: Degussa Constraction Polymers (SKW Trostberg, Германия); порошковый продукт, полученный методом распылительной сушки на основе модифицированного полиэфиркарбоксилата. Технические данные: форма - желтоватый порошок; насыпная плотность - 400-600 г/л; потери при нагревании - макс. 2,0 мас.%; 20% раствор при 20°С имеет pH=6,5-8,5. Особенности: - высокоэффективный диспергатор; - снижает усадку; - эффективен в широком диапазоне температур;
- армирующее волокно:
- полиакриловое волокно: Panacea, FPAC 236/040, выпускается ЗАО «ЕвроХим-1» (г.Москва), Фиброцем Б, ТУ 2458-058-40912231-2009;
- полипропиленовое волокно: ВСМ П-6 (СиАйрлайд г.Челябинск) ТУ 2272-006-13429727-2007;
- фибра базальтовая ТУ 5769-004-80104765-2008;
- пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ - модифицированный кремнеорганический реагент по ТУ 2228-010-40912231-2003;
- хлорид кальция ГОСТ 450-77 с изменениями 1, 2, 3;
- полидиаллилдиметиламмоний хлорид ВПК-402 - высокомолекулярный катионный водорастворимый полимер линейно-циклической структуры, получаемый путем радикальной полимеризации мономера диметилдиаллиламмоний хлорида; по ТУ 2227-184-00203312-98 (с изм. 1, 2, 3, 4), характеризуется очень высоким катионным зарядом при относительно невысокой молекулярной массе - от 10 тыс. до 1 млн, устойчив к действию температур от -40°С до +60°С, неограниченно растворим в воде, вязкость не менее 2 мм2/с, водородный показатель pH 5-8, молекулярная масса полимера составляет 3*105;
- вода техническая.
Возможность реализации заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.
Пример. Для приготовления предлагаемого фиброармированного тампонажного материала в лабораторных условиях брали 1000 г цемента ПЦТ I-G-CC-1, добавляли полиакриловое волокно 2,3 г, оксиэтилцеллюлозы ГИДРОЦЕМ С - 2,3 г, суперпластификатор ЦЕМПЛАСТ 1,3 г, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ 2,3 г, хлорид кальция 10 г. Полученную тампонажную смесь тщательно перемешивали. Для приготовления жидкости затворения брали техническую воду в количестве 440 мл и растворяли в ней в количестве 1,3 г полидиаллилдиметиламмоний хлорид ВПК-402. Полученную тампонажную смесь затворяли приготовленной жидкостью затворения. В результате получили тампонажный состав со следующим соотношением компонентов, масс.%: цемент - 68,5; полиакриловое волокно - 0,15; оксиэтилцеллюлоза - 0,15; суперпластификатор ЦЕМПЛАСТ - 0,08; ПОЛИЦЕМ ДФ - 0,15; хлорид кальция - 0,69; ВПК-402 - 0,08; вода - 30,2. Тампонажные составы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.
В лабораторных условиях были исследованы следующие свойства заявляемого тампонажного состава:
- плотность;
- растекаемость;
- пластическая вязкость;
- динамическое напряжение сдвига;
- статическое напряжение сдвига;
- фильтратоотдача;
- водоотделение;
- сроки загустевания цементного раствора;
- сроки схватывания тампонажного материала;
а также исследовали следующие свойства цементного камня, полученного из указанного состава:
- предел прочности при разрыве,
- предел прочности при изгибе;
- предел прочности при сжатии;
- усилие выталкивания образца.
Данные об исследованных тампонажных материалах приведены в таблице 1; данные об их свойствах - в таблице 2.
Таблица 1
Данные о содержании компонентов в тампонажных материалах
№ п/п Компоненты тампонажного материала, мас.%
Цемент Армирующее волокно Оксиэтил
целлюлоза
Суперпластификатор Пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ Хлорид кальция ВПК-402 Вода
1 65,0 0,08 0,07 0,08 0,08 1,3 0,33 32,93
2 68,0 0,10 0,1 0,33 0,10 0,4 0,10 30,87
3 68,0 0,20 0,07 0,10 0,13 0,7 0,25 30,15
4 66,0 0,33 0,2 0,25 0,10 1,0 0,08 31,54
5 66,0 0,25 0,15 0,20 0,13 0,1 0,20 32,97
6 67,0 0,30 0,2 0,10 0,10 1,0 0,10 30,2
7 69,0 0,10 0,18 0,3 0,10 0,08 0,08 30,16
Примечание: 1. В качестве армирующего волокна использовали в опытах 2, 3-полиакриловое волокно, в опытах 1, 6, 7 - полипропиленовое волокно, в остальных - базальтовое волокно.
2. В качестве суперпластификатора были использованы в опытах 2, 4, 7. - ЦЕМПЛАСТ, в опыте 5 - С-3, в остальных - Melflux.
Данные, приведенные в таблице 2, подтверждают, что заявляемый тампонажный материал отвечает требуемому качеству по технологическим свойствам как состава, так и цементного камня, полученного из него.
Предлагаемый материал имеет следующие преимущества перед известными:
- повышение плотности контакта (усилие выталкивания) на 85%;
- повышение предела прочности при сжатии на 50%;
- повышение прочности при изгибе на 27%;
- повышение прочности при разрыве на 11%.
Благодаря указанным свойствам, при использовании предлагаемого тампонажного материала в промысловых условиях будет обеспечиваться высокое качество строительства скважин за счет:
- повышенной трещиностойкости цементного камня;
- предотвращения распространения трещин, образующихся в цементном камне в период перфорации, в зону высоких давлений;
- формирования прочного цементного кольца при цементировании горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами;
- возможности закачки и доставки тампонажного материала в интервал установки за счет оптимальных реологических характеристик;
- изоляция и тампонирование проницаемых интервалов за счет формирования мостовой перемычки, способствующей быстрому формированию фильтрационной корки.
Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР №1006713, опубл. 1983 г.
2. Патент РФ №2337124, опубл. 2008 г.
Figure 00000001

Claims (1)

  1. Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин, включающий цемент, армирующее волокно, оксиэтилцеллюлозу, суперпластификатор ЦЕМПЛАСТ МФ, или С-3, или Melflux, пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ, хлорид кальция и воду, отличающийся тем, что материал дополнительно содержит полидиаллилдиметиламмоний хлорид ВПК-402, а в качестве армирующего волокна - полиакриловое, или полипропиленовое, или базальтовое волокно при следующем соотношении компонентов, мас.%:
    Цемент 66,0-69,0 Армирующее волокно - полиакриловое, или полипропиленовое, или базальтовое 0,08-0,33 Оксиэтилцеллюлоза 0,07-0,2 Суперпластификатор ЦЕМПЛАСТ, или С-3, или Melflux 0,08-0,33 Пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ 0,08-0,13 Хлорид кальция 0,08-1,3 Полидиаллилдиметиламмоний хлорид ВПК-402 0,08 Вода Остальное
RU2011110398/03A 2011-03-18 2011-03-18 Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин RU2458962C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011110398/03A RU2458962C1 (ru) 2011-03-18 2011-03-18 Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011110398/03A RU2458962C1 (ru) 2011-03-18 2011-03-18 Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2458962C1 true RU2458962C1 (ru) 2012-08-20

Family

ID=46936662

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011110398/03A RU2458962C1 (ru) 2011-03-18 2011-03-18 Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2458962C1 (ru)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2542063C1 (ru) * 2013-10-22 2015-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Тампонажный состав для изоляции зон интенсивного поглощения
RU2542013C2 (ru) * 2013-06-25 2015-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин
RU2599154C1 (ru) * 2015-12-08 2016-10-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты)
RU2618539C1 (ru) * 2016-05-31 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2681716C1 (ru) * 2018-02-05 2019-03-12 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин
RU2685585C1 (ru) * 2017-11-27 2019-04-22 Олег Александрович Горбунов Смесь для устройства слоев дорожных одежд для транспортной инфраструктуры
RU2725922C2 (ru) * 2015-08-24 2020-07-07 Сайтек Индастриз Инк. Композитный материал и композиция смолы, содержащая метастабильные частицы
RU2750414C1 (ru) * 2020-11-11 2021-06-28 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1055853A1 (ru) * 1982-07-05 1983-11-23 Московский Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им.И.М.Губкина Дисперсноармированный тампонажный раствор дл цементировани нефт ных и газовых скважин
EP1334076B1 (en) * 2000-10-17 2006-08-23 James Hardie International Finance B.V. Fiber cement composite material using biocide treated durable cellulose fibers
RU2310675C1 (ru) * 2006-02-17 2007-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" (ООО "Татнефть-Бурение") Тампонажный состав для крепления скважины в интервале продуктивного пласта
RU2337124C1 (ru) * 2007-01-09 2008-10-27 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Базовая основа тампонажного раствора для цементирования скважин
EP1789650B1 (en) * 2004-09-01 2008-11-26 Services Pétroliers Schlumberger Methods for controlling fluid loss
RU2405930C1 (ru) * 2009-09-04 2010-12-10 Кустышев Александр Васильевич Способ изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1055853A1 (ru) * 1982-07-05 1983-11-23 Московский Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им.И.М.Губкина Дисперсноармированный тампонажный раствор дл цементировани нефт ных и газовых скважин
EP1334076B1 (en) * 2000-10-17 2006-08-23 James Hardie International Finance B.V. Fiber cement composite material using biocide treated durable cellulose fibers
EP1789650B1 (en) * 2004-09-01 2008-11-26 Services Pétroliers Schlumberger Methods for controlling fluid loss
RU2310675C1 (ru) * 2006-02-17 2007-11-20 Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" (ООО "Татнефть-Бурение") Тампонажный состав для крепления скважины в интервале продуктивного пласта
RU2337124C1 (ru) * 2007-01-09 2008-10-27 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Базовая основа тампонажного раствора для цементирования скважин
RU2405930C1 (ru) * 2009-09-04 2010-12-10 Кустышев Александр Васильевич Способ изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2542013C2 (ru) * 2013-06-25 2015-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин
RU2542063C1 (ru) * 2013-10-22 2015-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Тампонажный состав для изоляции зон интенсивного поглощения
RU2725922C2 (ru) * 2015-08-24 2020-07-07 Сайтек Индастриз Инк. Композитный материал и композиция смолы, содержащая метастабильные частицы
US11192985B2 (en) 2015-08-24 2021-12-07 Cytec Industries Inc. Composite material and resin composition containing metastable particles
RU2599154C1 (ru) * 2015-12-08 2016-10-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты)
RU2618539C1 (ru) * 2016-05-31 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2685585C1 (ru) * 2017-11-27 2019-04-22 Олег Александрович Горбунов Смесь для устройства слоев дорожных одежд для транспортной инфраструктуры
RU2681716C1 (ru) * 2018-02-05 2019-03-12 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин
RU2750414C1 (ru) * 2020-11-11 2021-06-28 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2458962C1 (ru) Фиброармированный тампонажный материал для цементирования продуктивных интервалов, подверженных перфорации в процессе освоения скважин
RU2337124C1 (ru) Базовая основа тампонажного раствора для цементирования скважин
CN107417204B (zh) 一种可3d打印的尾矿砂纤维混凝土及其制备、使用方法
US10316636B2 (en) Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permearle mortar
CN107285700B (zh) 一种超高韧性混凝土及其制备方法
RU2012125994A (ru) Экструдированные армированные волокнами цементные изделия, имеющие свойства камня, и способы их получения
EP1201618A2 (en) High strength foamed well cement
CN109574566B (zh) 一种混凝土及其制备方法
RU2360940C1 (ru) Расширяющийся тампонажный материал
CN105255463A (zh) 弹塑性微膨胀固井水泥浆及其制备方法
RU2385894C1 (ru) СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБЛЕГЧЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ПЛОТНОСТЬЮ 1450-1500 кг/м3
CA2985188A1 (en) Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar
RU2553807C1 (ru) Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами
WO2008040726A1 (de) Verwendung einer zusammensetzung auf polyvinylalkohol-basis
CN111807779A (zh) 高强度耐水土体固结剂
RU2599154C1 (ru) Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (варианты)
RU2322471C1 (ru) Тампонажный раствор
RU2726754C1 (ru) Тампонажный раствор
RU2513220C2 (ru) Высокопроникающий тампонажный раствор
RU2319722C1 (ru) Полимерцементный тампонажный раствор
RU2426866C1 (ru) Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в низкотемпературных нефтяных и газовых скважинах
RU2620693C1 (ru) Тампонажный состав для крепления продуктивной зоны скважины
RU2215124C1 (ru) Способ приготовления облегченного тампонажного раствора
RU2325420C1 (ru) Облегченный тампонажный раствор
RU2426865C1 (ru) Полимерный тампонажный состав для изоляции водопритоков в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах