RU2733872C1 - Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин, обеспечивающий высокую прочность в условиях циклически меняющихся температур и воздействия H2S и CO2 - Google Patents
Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин, обеспечивающий высокую прочность в условиях циклически меняющихся температур и воздействия H2S и CO2 Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733872C1 RU2733872C1 RU2020106662A RU2020106662A RU2733872C1 RU 2733872 C1 RU2733872 C1 RU 2733872C1 RU 2020106662 A RU2020106662 A RU 2020106662A RU 2020106662 A RU2020106662 A RU 2020106662A RU 2733872 C1 RU2733872 C1 RU 2733872C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- heat
- conditions
- water
- over
- resistant
- Prior art date
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 230000009471 action Effects 0.000 title description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims abstract description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 9
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 3
- 229920001558 organosilicon polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 3
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 abstract description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 9
- 238000005452 bending Methods 0.000 abstract description 8
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 2
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000005382 thermal cycling Methods 0.000 description 2
- 239000010754 BS 2869 Class F Substances 0.000 description 1
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- 101100257127 Caenorhabditis elegans sma-2 gene Proteins 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000014380 magnesium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012758 reinforcing additive Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000010458 rotten stone Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к технологии строительства скважин и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур в диапазоне от 25 до 300°С для улучшения прочностных свойств тампонажного материала при воздействии агрессивных сред - сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2). Тампонажный материал для крепления скважин содержит, % мас.: портландцемент тампонажный высокой сульфатостойкости - 85-87; кварцевую муку - 8-10; золу уноса термоактивированную - 5; воду до водосмесевого отношения - 0,4. Технический результат - повышение прочности тампонажного камня при изгибе после твердения и последующего воздействия нескольких циклов нагревания и охлаждения в диапазоне температур от 25 до 300°С при одновременном воздействии агрессивных сред H2S и СО2 в течение длительного времени. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к технологии строительства скважин и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур в диапазоне от 25 до 300°С для улучшения прочностных свойств тампонажного материала при воздействии агрессивных сред - сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2).
Обеспечение герметичности заколонного пространства скважины представляет собой сложную задачу, при решении которой следует учитывать, что в условиях циклически меняющихся температур обсадная колонна скважины подвергается температурному расширению. Дополнительная нагрузка может привести к разрушению тампонажного камня. Моделирование напряжений в системе обсадная труба - цементная труба - горная порода, проведенное нами с использованием специализированного программного обеспечения методом конечных элементов, показало, что в описанных условиях основным фактором, влияющим на целостность материала крепления скважины, является прочность цементного камня на изгиб. Анализ литературных источников показал, что зачастую при разработке и испытаниях тампонажного материала для скважин с циклически меняющимися температурами предел прочности при изгибе не определяется (патент РФ №2418028, МПК C09K 8/467, опубл. 10.05.2011).
Присутствие в пластовых флюидах высокоактивных газов - сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2), особенно в сочетании с термоциклическим воздействием на пласт, ведет к разрушению цементного камня, что свидетельствует о необходимости оценки влияния этих высокоактивных газов на прочностные характеристики тампонажного материала.
Известен тампонажный материал для крепления паронагнетательных скважин, обеспечивающий быстрое твердение при нормальных температурах (t=20-40°С) и высокие прочностные характеристики при температурах t=150-220°С (патент РФ №2530805, МПК C09K 8/467, опубл. 10.10.2014). Тампонажный материал содержит, мас. %: портландцемент (50-70), кремнеземсодержащий компонент, включающий трепел и кварцевый песок в соотношении 1:10 - (30-50), армирующая добавка (0,2-0,3) сверх 100%, пластификатор (0,1-1,0) сверх 100%, хлорид кальция (0,1-3,0) сверх 100%, расширяющая добавка (3,0-5,0) сверх 100%.
Также известен расширяющийся тампонажный материал для крепления нефтяных и газовых скважин в диапазоне температур от 22°С до 110°С (патент РФ №2418028, МПК C09K 8/467, опубл. 10.05.2011). Расширяющийся тампонажный материал содержит, мас. %: портландцемент тампонажный (55-70), сланцевую золу (20-30), магнезит (10-15).
Недостатком известных материалов является снижение прочностных характеристик при циклически меняющихся температурах от 20 до 220°С и отсутствие данных о прочности при изгибе при воздействии высоких температур t>220°С.
Наиболее близким к изобретению по совокупности существенных признаков является тампонажный состав для паронагнетательных скважин, характеризующийся обеспечением стойкости тампонажного камня при условии резкого перепада температур от 22°С до 180°С и одновременном сохранении прочности при сжатии при циклическом термовоздействии в течение длительного времени (патент РФ №2359988, МПК C09K 8/467, опубл. 27.06.2009). Тампонажный материал для паронагнетательных скважин содержит, мас. ч.: портландцемент - (50-80), кварцевый песок (10-45), аморфная двуокись кремния до 10, вода до в/ц (0,35-0,52), ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция или хлорид натрия до 5 мас. ч. и/или оксиэтилцеллюлозу до 0,5 мас. ч. и/или пластификатор - лигносульфонаты или Melflux, или Цемпласт МФ марки б.
Недостатком известного материала являются недостаточные прочностные характеристики тампонажного материала при изгибе (1,3-2,0 МПа) при нормальных температурах, а также отсутствие данных о прочности при изгибе при циклически изменяющихся температурах. Кроме того, диапазон перепада температур, при котором проводили испытания тампонажного материала, не перекрывает температурные условия в паронагнетательных скважинах (более 180°С).
Задачей изобретения является обеспечение высокой прочности при изгибе тампонажного камня через 8 суток твердения при температурах t=25-60°С и последующего воздействия нескольких циклов нагревания и охлаждения при температурах t=25-300°С при одновременном воздействии агрессивных сред с H2S и СО2 в течение длительного периода времени.
Эта задача решается за счет того, что термостойкий тампонажный материал, применяемый для крепления скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур при воздействии H2S и СО2, включает: портландцемент тампонажный высокой сульфатостойкости 85-87% мас., кварцевая мука 8-10% мас., зола уноса термоактивированная - 5% мас., вода до в/с 0,4. Указанный тампонажный материал может содержать регуляторы технологических свойств: понизитель фильтрации на основе модифицированных производных полисахаридов различной вязкости 0,4% мас. сверх 100%, модифицированный кремнийорганический полимер 0,2% мас. сверх 100% в качестве пеногасителя, замедлитель или ускоритель сроков схватывания 0,2% мас. сверх 100%.
Предлагаемый тампонажный материал для крепления скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур, применяемый в условиях воздействия H2S и СО2, был приготовлен в лабораторных условиях с применением следующих компонентов:
- портландцемент тампонажный высокой сульфатостойкости без добавок ПЦТ I-G-CC-1 (ГОСТ 1581-96), класс G тип HSR (спецификация API Spec 10 А);
- кварцевая мука марки МКО фракции - 0,2 мм (ТУ 5717-001-16767071-99) или SilverBond 50 - производства ООО «Сибелко Рус»;
- зола уноса термоактивированная класса F ЗУ БУК-Б-2 ГОСТ 25818-2017 или MincpoSil 80 (ТУ 5743-001-12458632-2016), или зола уноса Новочеркасской ГРЭС (ТУ 5712-004-84800065-2010) после снижения доли недожога (потерь при прокаливании) до (2-3) % мас.;
- понизитель фильтрации на основе модифицированных производных полисахаридов различной вязкости WellFix FL 1 (ТУ 2458-032-14023401-2012) или ATREN СЕМ 1 -производства ГК «Миррико»;
- пеногаситель - модифицированный кремнийорганический полимер Полицем Дефом (ТУ 2458-081-97457491-2012) или Atren-Antifoam марки А - производства ГК «Миррико»;
- замедлитель сроков схватывания - PetroRetarder производства «ПетроИнжиниринг».
При решении поставленной задачи создается технический результат, заключающийся в создании термостойкого тампонажного материала для крепления скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур, обеспечивающего прочность при изгибе тампонажного камня не менее 7,0 МПа после 8 суток твердения при температуре (25-60)°С и последующего воздействия нескольких циклов нагревания и охлаждения при температурах t=25-300°С при одновременном воздействии агрессивных сред с H2S и СО2 в течение длительного периода времени. При этом высокий предел прочности при изгибе тампонажного камня достигается независимо от наличия термоциклического воздействия и/или воздействия агрессивных сред с H2S и СО2. Технический результат термостойкого тампонажного материала достигается за счет следующего. Зола уноса, проявляет пуццоланические свойства, снижает пористость тампонажного материала и улучшает его прочностные характеристики. При взаимодействии оксида кремния из кварцевой муки и золы уноса с оксидом кальция из портландцемента образуются низкоосновные гидросиликаты кальция, нерастворимые в воде и стабильные при перепадах температур, что обеспечивает механическую прочность и термическую устойчивость полученного цементного камня при перепадах температур. Связывание оксида кальция как основного компонента, содержащегося в тампонажном материале в нерастворимые термически устойчивые соединения, предотвращает возможность его взаимодействия с углекислым газом и сероводородом и улучшает его прочностные характеристики.
Пример. Приготовление тампонажного раствора, для определения всех параметров, выполнялось по API RP 10 В (ISO 10426-2). В 360 г воды, перемешиваемой при скорости вращения лопастей смесителя 4000 об/мин ± 200 об/мин, вводилось 1,8 г (0,2% мас. сверх 100%) пеногасителя Полицем Дефом; вводилось 3,6 г (0,4% мас. сверх 100%) понизителя фильтрации WellFix FL-1, 1,8 г (0,2% мас. сверх 100%) замедлителя сроков схватывания PetroRetarder. После диспергирования примерно в течение 30 с вводили 900 г тампонажного материала с равномерной скоростью, не быстрее чем в течение 15 с. Тампонажный материал включал: 783 г (85% мас.) ПЦТ I-G-CC-1; 72 г (10% мас.) кварцевой муки марки МКО фракции - 0,2 мм; 45 г (5% мас.) золы уноса термоактивированной MmcpoSil 80. После введения тампонажного материала в течение 15 с контейнер закрывается крышкой и перемешивание продолжается со скоростью 12000 об/мин ± 500 об/мин в течение 35 с ± 1 с. Плотность получающегося тампонажного раствора - 1930 кг/м3. Растекаемость по ГОСТ 26798.1 - 260 мм.
В таблице 1 приведены примеры рецептур разработанного и известного образцов тампонажного материала.
Дальнейшие испытания образцов проводили как для известного тампонажного материала (патент РФ №2359988, МПК C09K 8/467, опубл. 27.06.2009), так и для предложенного впервые с целью установления возможности его применения в условиях меняющихся температур в скважине при воздействии углекислого газа и сероводорода, (таблица 1).
Водоотделение и приготовление образцов балочек, для испытания прочности при изгибе, выполнялось по ГОСТ 26798.1. Приготовление образцов кубиков выполнялось по ГОСТ 26798.2. Определение водоотдачи и времени загустевания выполнялось по API RP 10 В (ISO 10426-2). Циклический нагрев образцов выполнялся в ячейке старения. Цикл прогрева включал помещение образцов в среду с концентрацией H2S до 1 г/дм3, создание давления СО2 - 3 МПа и прогрев не менее чем 8 ч при температуре 300°С. Затем ячейка охлаждалась до комнатной температуры на воздухе. Предел прочности на сжатие и при изгибе определяли после 8 суток твердения тампонажного камня без нагрева и после пяти циклов нагрева в среде сероводорода и углекислого газа. Исследование прочности проводили с использованием гидравлического малогабаритного пресса ПГМ-100МГ4 Результаты определения исследованных характеристик тампонажных растворов (водоотделение, водоотдача, время загустевания) и тампонажного камня (предел прочности на сжатие и при изгибе, проницаемость) приведены в таблице 2.
Результаты, приведенные в таблице 2, показывают, что разработанный и известный тампонажный материал обладает удовлетворительным временем загустевания при всех условиях проведения эксперимента (t=25°С, р=7 МПа и t=60°С, р=18 МПа), что соответствует ISO 10426-2, более высоким пределом прочности на сжатие (до 20,0 МПа) и при изгибе (не менее 7,0 МПа) после 8 суток твердения при 25±2°С по сравнению с известным материалом, где эти параметры составили 8,5 МПа и 3,3 МПа соответственно. При воздействии углекислого газа и сероводорода в термоциклических условиях (t=25-300°С) значения пределов прочности на сжатие и при изгибе остаются стабильными по сравнению с прочностными характеристиками до циклического нагрева в среде H2S и СО2, и составляют до 21,8 МПа и 7,5 МПа соответственно.
Таким образом, преимуществом разработанного термостойкого тампонажного материала является стабильность прочностных характеристик как при циклически меняющихся температурах в условиях воздействия углекислого газа и сероводорода, так и при отсутствии этих условий, что создает широкие возможности для его применения при эксплуатации скважин в диапазоне температур от 25 до 300°С.
Claims (3)
1. Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин, которые эксплуатируются в условиях циклически меняющихся температур от 25 до 300°С, отличающийся составом и соотношением компонентов, обеспечивающих высокую прочность в условиях воздействия агрессивных сред - сероводорода (H2S) и углекислого газа (СО2), и включающий портландцемент тампонажный высокой сульфатостойкости, кварцевую муку, золу уноса термоактивированную и воду при следующем соотношении компонентов, % мас.:
2. Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин по п. 1 с дополнительными добавками регуляторов технологических свойств: понизителя фильтрации на основе модифицированных производных полисахаридов различной вязкости до 0,4% мас. сверх 100%, пеногасителя - модифицированного кремнийорганического полимера до 0,2% мас. сверх 100%, замедлителя или ускорителя сроков схватывания до 0,2% мас. сверх 100%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106662A RU2733872C1 (ru) | 2020-02-11 | 2020-02-11 | Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин, обеспечивающий высокую прочность в условиях циклически меняющихся температур и воздействия H2S и CO2 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020106662A RU2733872C1 (ru) | 2020-02-11 | 2020-02-11 | Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин, обеспечивающий высокую прочность в условиях циклически меняющихся температур и воздействия H2S и CO2 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733872C1 true RU2733872C1 (ru) | 2020-10-07 |
Family
ID=72926812
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020106662A RU2733872C1 (ru) | 2020-02-11 | 2020-02-11 | Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин, обеспечивающий высокую прочность в условиях циклически меняющихся температур и воздействия H2S и CO2 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2733872C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2763586C1 (ru) * | 2021-04-07 | 2021-12-30 | Общество с ограниченной ответственностью «Ойл Энерджи» | Синтетический понизитель фильтрации |
| RU2808959C1 (ru) * | 2023-09-15 | 2023-12-05 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Тампонажный состав |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3876005A (en) * | 1972-01-24 | 1975-04-08 | Halliburton Co | High temperature, low density cementing method |
| SU1654540A1 (ru) * | 1988-04-20 | 1991-06-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Тампонажный материал |
| RU2013525C1 (ru) * | 1991-07-22 | 1994-05-30 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Тампонажный состав |
| RU2359988C1 (ru) * | 2007-09-27 | 2009-06-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Тампонажный состав для паронагнетательных скважин |
| RU2513220C2 (ru) * | 2012-07-25 | 2014-04-20 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Высокопроникающий тампонажный раствор |
-
2020
- 2020-02-11 RU RU2020106662A patent/RU2733872C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3876005A (en) * | 1972-01-24 | 1975-04-08 | Halliburton Co | High temperature, low density cementing method |
| SU1654540A1 (ru) * | 1988-04-20 | 1991-06-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Тампонажный материал |
| RU2013525C1 (ru) * | 1991-07-22 | 1994-05-30 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Тампонажный состав |
| RU2359988C1 (ru) * | 2007-09-27 | 2009-06-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Тампонажный состав для паронагнетательных скважин |
| RU2513220C2 (ru) * | 2012-07-25 | 2014-04-20 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Высокопроникающий тампонажный раствор |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2763586C1 (ru) * | 2021-04-07 | 2021-12-30 | Общество с ограниченной ответственностью «Ойл Энерджи» | Синтетический понизитель фильтрации |
| RU2808959C1 (ru) * | 2023-09-15 | 2023-12-05 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Тампонажный состав |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2835556C (en) | Settable compositions containing metakaolin having reduced portland cement content | |
| EP0816302B1 (en) | Well cement compositions | |
| EP0816301B1 (en) | Well cement compositions | |
| US7282093B2 (en) | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in subterranean formations | |
| WO2005035935A1 (en) | Methods of cementing subterranean zones with cement compositions having enhanced compressive strengths | |
| RU2578698C2 (ru) | Способы цементирования в подземном пласте с использованием цементной композиции, содержащей затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция | |
| CA2772374A1 (en) | Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex | |
| WO2006100506A2 (en) | Methods of cementing using cement compositions comprising basalt fibers | |
| US7357834B2 (en) | Cement composition for use with a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent | |
| NO20160012A1 (en) | Methods of Cementing and Spent Cracking Catalyst-Containing Cement Compositions | |
| RU2733872C1 (ru) | Термостойкий тампонажный материал для крепления скважин, обеспечивающий высокую прочность в условиях циклически меняющихся температур и воздействия H2S и CO2 | |
| AU2022369879A1 (en) | Enhanced carbon sequestration via foam cementing | |
| EP0816300B1 (en) | Well cement compositions | |
| Hadi et al. | Improving the Iraqi Oil Well Cement Properties Using Barolift: an Experimental Investigation | |
| RU2763195C1 (ru) | Основа утяжеленного термостойкого тампонажного раствора | |
| WO2007051971A1 (en) | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods | |
| WO2021247054A1 (en) | A fly ash-cement for oil and gas cementing applications | |
| US11945994B1 (en) | Method to design for permeability of portland based systems | |
| US20230111521A1 (en) | Design For Fluid Loss Requirement Of A Cement Slurry Using Bulk Blend Materials | |
| Sakuma et al. | Development of High-temperature Well Cement for Supercritical Geothermal Drilling with Consideration of Set Cement Strength | |
| Olvera | Early-age shrinkage of alkali-activated Class F fly ash and portland cement for long-term oil well zonal isolation control | |
| Lima et al. | Effects of Noncrosslinked Polyvinyl Alcohol Fluid Loss Additive on the Compressive Strength and Viscosity of Class G Cement Slurries | |
| MUHAMMAD GARIB | CEMENTING DESIGN FOR DEEP CARBON DIOXIDE (C02) INJECTION WELLS | |
| Rocha et al. | Influence of sodium and potassium chlorides on the hydration kinetics and its impact on the strength of oil well cement pastes |