RU2823955C1 - Способ цементирования обсадной колонны в скважине - Google Patents
Способ цементирования обсадной колонны в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2823955C1 RU2823955C1 RU2023133919A RU2023133919A RU2823955C1 RU 2823955 C1 RU2823955 C1 RU 2823955C1 RU 2023133919 A RU2023133919 A RU 2023133919A RU 2023133919 A RU2023133919 A RU 2023133919A RU 2823955 C1 RU2823955 C1 RU 2823955C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- mixture
- water
- dry
- cement mortar
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 166
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 70
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims abstract description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 70
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 18
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 14
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 14
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims description 13
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 13
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 8
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 abstract description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 11
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 11
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 10
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 241000273930 Brevoortia tyrannus Species 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 239000011534 wash buffer Substances 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- GFSVLGOWUCDWCE-UHFFFAOYSA-N dimethoxyphosphoryl(nitro)methane Chemical compound COP(=O)(OC)C[N+]([O-])=O GFSVLGOWUCDWCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 239000000306 component Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000011325 microbead Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012857 repacking Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к способу цементирования обсадной колонны в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности способа за счет повышения качества цементирования в скважинах с остаточными поглощениями бурового раствора, устранение фильтрации цементного раствора после вскрытия пор проницаемых пластов и повышение герметичности цементной крепи на контакте цементный камень-горная порода. Способ включает последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора, первой порции цементного раствора плотностью 1520–1640 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя. Первая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, понизитель водоотдачи, пеногаситель и воду. В качестве сухой цементной смеси – смесь при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент - 100, облегчающий инертный наполнитель - 10–23, фиброволокно - 0,1–0,6, понизитель водоотдачи ПВС-ВР или ПВА - 0,5 пеногаситель ПЕНТА-465 или «FOBR» - 0,05, при соотношении сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 60 мас. ч. соответственно, второй порции цементного раствора, продавливание порций цементного раствора, осуществление технологической выдержки на время ожидания затвердевания цементного раствора. Вторую порцию цементного раствора закачивают плотностью 1880–1920 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя. Вторая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь и воду при соотношении сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 44 мас. ч. соответственно, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента тампонажного и микроцемента при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент - 100, цемент с размером частиц 5 микрон - 10–20. 2 табл.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам цементирования обсадных колонн в скважинах.
Известен способ цементирования скважины, включающий приготовление, закачку и продавку в скважину цементного раствора (суспензии), (Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. Изд-е 4, перераб. и доп. - М.: Недра. - 1978. - С. 387).
Существенным недостатком стандартных суспензий цементных растворов является то, что они не могут использоваться при ликвидации заколонных перетоков, отключении пластов, герметизации эксплуатационных колонн и водоизоляционных работах, поскольку грубодисперсную суспензию цементного раствора нельзя прокачать в микрозазоры, микротрещины и низкопроницаемые участки.
Также известен способ цементирования зон водопритока скважин (патент RU №2297515, МПК E21B 33/13, опубл. 20.04.07 г., бюл. №11), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока, определение удельной приемистости, приготовление, закачивание цементной суспензии, начиная с фракции с меньшим размером частиц, продавку цементной суспензии, промывку остатков цементной суспензии в течение времени, необходимого для схватывания цементной суспензии при давлении на 0,3-0,5 МПа ниже конечного давления при продавке и оставление на время ожидания затвердения цементной суспензии
Недостатком данного способа является его малая эффективность из-за низкой проникающей способности цементной суспензии, приготовленной из стандартного портландцемента и разделенной на фракции, в низкопроницаемые участки. Основной недостаток стандартного портландцемента тампонажного состоит в том, что большая часть суспензии (фракция с самыми маленькими частицами в объеме от 50 до 75 % от общего количества) ограничивается размерами сита с номером 0,8, что не позволяет цементной суспензии, разделенной на фракции, проникать в микрозазоры, микротрещины и низкопроницаемые участки. При продавке цементной суспензии на обычных режимах по расходу и давлению основная часть мелкой фракции будет двигаться преимущественно по высокопроницаемым участкам, а следующая за ней фракция осядет на входе в поры низко- и среднепроницаемого участка, что приведет к недостаточному охвату зон водопритока с малой и средней проницаемостью. Затем осуществляют промывку остатков цементной суспензии при давлении на 0,3-0,5 МПа ниже конечного давления при продавке. При этом довольно часто вымывается значительная часть цементной суспензии, ранее поглощенной зоной водопритока, что отрицательно сказывается на успешности цементирования скважин и необходимости производить повторные работы по догерметизации эксплуатационной колонны маловязкими отверждающимися истинными растворами (синтетические смолы или другие материалы) и, как следствие, приводит к дополнительным материальным затратам. При удельной приемистости зоны водопритока более 2 м³/(ч⋅МПа) для достижения эффективности проводимых работ необходимо закачать большой объем цементной суспензии.
Также известен способ ремонтно-изоляционных работ, включающий закачку состава на основе микроцемента с использованием добавки - пластификатора Glenium-51 (Сторчак В.А., Мелехин А.А. Разработка составов тампонажных смесей на основе микроцементов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - №8. - С. 51-53).
Недостатками известного способа являются короткое время отверждения состава на основе микроцемента - 2,5 ч, что может привести к его преждевременному отверждению при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважине, а также низкая прочность тампонажного камня.
Также известен способ цементирования зон водопритока скважин (патент RU № 2533997, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.11.2014 г., бюл. № 33), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока, определение удельной приемистости зоны водопритока на двух режимах работы насосного агрегата, при удельной приемистости более 2 м³/(ч⋅МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, водоизоляционную композицию до достижения удельной приемистости 0,5-2 м³/(ч⋅МПа). Затем в зависимости от удельной приемистости зоны водопритока определяют общий объем цементной суспензии. Одновременно готовят цементную суспензию, состоящую из суспензии портландцемента тампонажного в количестве 35 % от общего объема цементной суспензии и суспензии из микроцмента в количестве 65 % от общего объема цементной суспензии. При удельной приемистости зоны водопритока 0,5-2м³/(ч⋅МПа) закачивают последовательно буферную жидкость, цементную суспензию из микроцемента, цементную суспензию из портландцемента тампонажного. Затем увеличивают расход и давление закачки до предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну и при таком расходе, не снижая давления, производят продавку буферной жидкости и всего объема цементной суспензии из микроцемента. Затем уменьшают расход и давление закачки до минимально возможного, при котором скважина продолжает принимать и продавливают цементную суспензию из портландцемента тампонажного в зону водопритока до получения нулевой приемистости. Продавку останавливают и производят технологическую выдержку, далее осуществляют промывку остатков цементной суспензии из портландцемента тампонажного с противодавлением, равным конечному давлению продавки цементной суспензии из портландцемента тампонажного в зону водопритока.
Недостатком данного способа является его малая эффективность из-за низкой проникающей способности цементной суспензии, приготовленной из стандартного портландцемента и разделенной на фракции, в низкопроницаемые участки. Также недостатками являются низкое качество цементирования обсадных колонн, недостижение герметичности цементной крепи и низкое качество разобщения пластов.
Также известен способ цементирования обсадной колонны в скважине (патент RU №2398955, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.09.2010, бюл. №25), включающий последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора. При этом в качестве первой и второй порций цементного раствора используют цементный раствор плотностью 1650-1750 кг/м3 с эрозионными свойствами, содержащий смесь портландцемента тампонажного и абразивного материала - мелкодисперсного песка кварцевого со средним размером зерен не более 1 мм в массовом соотношении от 100:8 до 100:10, а также поливиниловый спирт - ПВС-ВР в количестве 0,4-0,6 % и пеногаситель в количестве 0,04-0,06 % по массе цемента. В качестве третьей порции используют указанный цементный раствор, содержащий дополнительно хлористый кальций в количестве 2 % и хлористый натрий в количестве 1 %, по массе цемента, и с плотностью не менее 1850 кг/м3.
Недостатками являются низкое качество цементирования, так как в состав последней порции не входит модифицирующие компоненты, а соли натрия и кальция лишь ускоряют процесс твердения цементного камня на ранних этапах.
Наиболее близким является способ цементирования обсадной колонны в скважине (патент RU № 2720025, МПК Е21В 33/14, С08К 8/467, С04В 14/38, опубл. 23.04.2020, бюл. № 12), включающий последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора, причем последовательно закачивают две порции цементного раствора, первую порцию цементного раствора закачивают плотностью 1520–1640 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, при этом первая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, понизитель водоотдачи – ПВС-ВР или ПВА, пеногаситель – ПЕНТА-465 или «FOBR» и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент -100, облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракцией - 10–23, фиброволокно - 0,1–0,6, понизитель водоотдачи ПВС-ВР или ПВА - 0,5 пеногаситель ПЕНТА-465 или «FOBR» - 0,05, при этом соотношение сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 60 мас. ч. соответственно, далее закачивают вторую порцию цементного раствора плотностью 1585–1590 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя, при этом вторая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, ускоритель схватывания – хлористый кальций и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент – 100, облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракции - 10–23, фиброволокно - 0,1–0,6, ускоритель схватывания – хлористый кальций - 1–4, при этом соотношение сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 50 мас. ч. соответственно.
Недостатком является низкая плотность второй порции цементного раствора, которая ухудшает степень замещения бурового раствора, наличие сферических гранул во второй порции, которые могут быть разрушены в процессе закачки цементного раствора, что повлечет за собой преждевременный стоп и повлияет на качество цементирования. Также недостатком является низкая прочность на изгиб в возрасте 48 ч и низкая адгезия облегченного тампонажного раствора к горной породе и металлу обсадных труб, что снижает степень герметичности цементной крепи.
Техническими задачами являются повышение эффективности способа за счет повышения качества цементирования в скважинах с остаточными поглощениями бурового раствора, устранения фильтрации цементного раствора после вскрытия пор проницаемых пластов и повышения герметичности цементной крепи на контакте цементный камень-горная порода.
Технические задачи решаются способом цементирования обсадной колонны в скважине, включающим последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора, первой порции цементного раствора плотностью 1520–1640 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, при этом первая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, понизитель водоотдачи – ПВС-ВР или ПВА, пеногаситель – ПЕНТА-465 или «FOBR» и воду, в качестве сухой цементной смеси - смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент -100, облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракцией - 10–23, фиброволокно - 0,1–0,6, понизитель водоотдачи ПВС-ВР или ПВА - 0,5 пеногаситель ПЕНТА-465 или «FOBR» - 0,05, при соотношении сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 60 мас. ч. соответственно, второй порции цементного раствора, продавливание порций цементного раствора, осуществление технологической выдержки на время ожидания затвердевания цементного раствора.
Новым является то, что вторую порцию цементного раствора закачивают плотностью 1880–1920 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя, при этом вторая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь и воду при соотношении сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 44 мас. ч. соответственно, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента тампонажного и цемента с размером частиц 5 микрон при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
| портландцемент | 100 |
| цемент с размером частиц 5 микрон | 10–20 |
Для осуществления способа используют:
Портландцемент тампонажный марок ПЦТ I-50 или ПЦТ I-G-CC-1 – ГОСТ 1581-2019.
Облегчающий инертный наполнитель - вспененные микрогранулы стекла фракций 0,1-1,5 мм, выпускаемые по ТУ 5914-001-53933176-2011. Представляют собой высокопористый ячеистый неорганический теплоизоляционный материал. Ячейки имеют сферическую или гексагональную форму, их размер может составлять от долей миллиметров до нескольких сантиметров. Цвет материала обычно - зеленовато-серый.
Облегчающий инертный наполнитель - мелкопористые пенокерамические сферические гранулы фракций 0,1-1,5 мм, выпускаемые по ТУ 5712-001-14851799-2014.
Применение в качестве облегчающего инертного наполнителя любого из указанных приводит к одному техническому результату.
Фиброволокно - волокно строительное микроармирующее. Представляет собой однокомпонентное полипропиленовое волокно длиной 3-6 мм диаметром 22-35 мкм, изготовленное по ТУ 2272-006-13429727-2007 «Волокно строительное армирующее», марки ВСМ.
Понизитель водоотдачи ПВС-ВР, выпускаемый по ГОСТ 10779-78;
Понизитель водоотдачи ПВА (ВР-08), производства Chang Chun Petrochemical Малайзия, представляет собой эмульгирующий и стабилизирующий агент на основе поливинилового спирта. При низком поверхностном натяжении и способности рассеивать винилацетат в воде в очень мелкие гранулы ПВА (ВР-08) применяется для производства поливинилацетатной эмульсии.
Применение в качестве понизителя водоотдачи любого из указанных приводит к одному техническому результату.
Пеногаситель ПЕНТА-465, выпускаемый по ТУ 2257-029-40245042-2002, представляет собой самоэмульгирующийся пеногасящий концентрат, эффективно используется в процессах, сопровождающихся обильным или средним пенообразованием, а также предупреждает излишнее пенообразование при предварительном введении в композицию (рецептуру);
Пеногаситель «FOBR», выпускаемый по ТУ 2458-002-65514187-2011, представляет собой пеногаситель на основе кремнийорганических олигомеров с добавлением поверхностно-активных веществ. «FOBR» предназначен для использования в качестве пеногасителя во всех типах буровых растворов на водной основе.
Применение в качестве пеногасителя любого из указанных приводит к одному техническому результату.
Микроцемент, например, микронизированный цемент марки «ультрацемент-5» по ТУ 5739-019-56864391-2020 изм. 1,2.
Вода – пресная вода плотностью 1000 кг/м3 для приготовления цементных растворов.
В качестве моющей буферной жидкости применяют 2%-й водный раствор триполифосфата натрия по ГОСТ 13493-86 или 0,2%-й водный раствор нитротриметил фосфоновой кислоты по ГОСТ 6318-77.
В качестве продавочной жидкости используют, например, техническую пресную воду или минерализованную пластовую воду плотностью 1,05-1,16 г/см3.
Сущность способа
Способ цементирования обсадных колонн включает в себя спуск обсадной колонны до пробуренного забоя скважины, последовательную закачку моющей буферной жидкости и двух порций цементного раствора. В качестве моющей буферной жидкости применяют 2%-й водный раствор триполифосфата натрия или 0,2%-й водный раствор нитротриметил фосфоновой кислоты. Далее последовательно закачивают две порции цементного раствора.
Первую порцию цементного раствора плотностью 1520-1640 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, при этом первая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, понизитель водоотдачи - ПВС-ВР или ПВА, пеногаситель - ПЕНТА-465 или «FOBR» и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя - вспененных микрогранул стекла фракций 0,1-1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции и фиброволокна размером волокон 3-6 мм диаметром 22-35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
| портландцемент | 100 |
| облегчающий инертный наполнитель – вспененные | |
| микрогранулы стекла фракций 0,1-1,5 мм или | |
| мелкопористые пенокерамические сферические | |
| гранулы той же фракцией | 10-23 |
| фиброволокно | 0,1-0,6 |
| понизитель водоотдачи ПВС-ВР или ПВА | 0,5 |
| пеногаситель ПЕНТА-465 или «FOBR» | 0,05, |
при этом соотношение сухой цементной смеси к воде - 100 мас. ч. к 60 мас. ч.
Вторую порцию цементного раствора закачивают плотностью 1880–1920 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя. Вторая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь и воду при соотношении сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 44 мас. ч. соответственно, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента тампонажного и цемента с размером частиц 5 микрон при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
| портландцемент | 100 |
| цемент с размером частиц 5 микрон | 10–20 |
После закачки второй порции цементного раствора закачкой продавочной жидкости продавливают первую и вторую порции цементного раствора в заколонное пространство скважины. В качестве продавочной жидкости используют, например, техническую воду или минерализованную пластовую воду плотностью 1,05-1,16 г/см3. Далее обсадную колонну оставляют на время ожидания для затвердевания двух порций цементного раствора не менее чем на 48 часов.
Закачка первой порции цементного раствора плотностью 1520-1640 кг/м3 с сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 60 мас. ч. соответственно, обеспечивает снижение гидродинамического давления при цементировании и позволяет поднять цемент до устья без потери циркуляции.
Закачка второй порции плотностью 1880-1920 кг/м3 с содержанием портландцемента и цемента с размером частиц 5 микрон в соотношении 100 мас. ч. к 10-20 мас. ч. обеспечивает наиболее полное вытеснение бурового раствора тампонажным раствором за счет более высокой плотности последнего, а также наиболее плотный контакт на границе цементный камень-горная порода за счет наличия в цементной структуре частиц более тонкого помола. Так как в цементном растворе содержатся частицы более тонкого помола, которые могут проникнуть в поры горной породы, создается более плотный и герметичный контакт на границе цементный камень-горная порода. Также это позволяет повысить адгезию цементного камня с металлом обсадных труб и горной породой.
Способ цементирования обсадной колонны осуществляют в следующей последовательности.
После проведения заключительных работ (проработки ствола скважины, геофизических исследований) спускают обсадную колонну до пробуренного забоя скважины. На цементном складе готовят расчетное количество сухой цементной смеси, необходимое для приготовления двух порций цементного раствора с учетом глубины скважины и диаметра обсадной колонны. После этого готовую сухую цементную смесь загружают в цементовозы и отправляют на буровую.
Перед началом цементирования обсадной колонны в скважине, непосредственно на буровой, сухую цементную смесь перетаривают из цементовозов в цементосмесительные машины. Одновременно с перетариванием сухой цементной смеси в бункерах цементировочных агрегатов набирают техническую воду в количестве 60 мас. ч. на 100 мас. ч. сухой цементной смеси и в количестве 44 мас. ч. на 100 мас. ч. сухой цементной смеси для приготовления двух порций цементного раствора.
Далее готовят воду затворения для первой порции цементного раствора путем добавления в техническую воду понизителя водоотдачи 0,5 мас. ч. и пеногасителя 0,05 мас. ч. от массы портландцемента путем перемешивания, в течение 0,5-1 ч.
Приготовление первой и второй порций цементного раствора производят с помощью цементно-смесительного устройства цементно-смесительной машины. Плотность первой порции цементного раствора на выходе из цементно-смесительного устройства в технологическую емкость «чанок» контролируется оператором с помощью ареометра в пределах 1520-1640 кг/м3, плотность второй порции цементного раствора - 1880-1920 кг/м3. На колонну обсадных труб устанавливают цементировочную головку с установленной в ней продавочной разделительной пробкой, соединяют тампонажными шлангами или трубами высокого давления с цементировочными агрегатами. Закачивают моющую буферную жидкость в количестве, например, 6-9 м3 в колонну обсадных труб с помощью цементировочного агрегата. Не прерывая технологический процесс, с использованием цементировочного агрегата, последовательно за моющей буферной жидкостью в скважину в колонну обсадных труб последовательно закачивают первую и далее вторую порцию цементного раствора. Первую порцию цементного раствора закачивают объемом, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, вторую порцию цементного раствора - объемом, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя.
После закачки второй порции цементного раствора на цементировочной головке освобождают разделительную продавочную пробку. Закачкой технической пресной воды или минерализованной пластовой воды плотностью 1,05-1,16 г/см3 продавливают первую и вторую порцию цементного раствора в заколонное пространство скважины до получения момента «СТОП». Далее обсадную колонну оставляют на время ожидания для затвердевания двух порций цементного раствора не менее 48 ч. После геофизическими исследованиями проводят оценку качества цементирования.
В таблице 1 приведены рецептуры порций цементного раствора способа цементирования обсадной колонны в скважине.
Таблица 1 - Рецептуры порций цементного раствора способа цементирования обсадной колонны в скважине
| № п/п | Первая порция цементного раствора | Вторая порция цементного раствора | ||||||||||
| Сухая цементная смесь, мас. ч. | Понизитель водоотдачи, мас. ч. | Пеногаситель, мас. ч. | Вода, мас. ч. | Сухая цементная смесь, мас. ч. | Вода, мас. ч. | |||||||
| Портландцемент | Облегчающий инертный наполнитель | Фиброволокно | ПВС-ВР | ПВА | ПЕНТА-465 | FOBR | Портландцемент | Цемент c размером 5 микрон | ||||
| Вспененные микрогранулы стекла | Мелкопористые пенокерамические сферические гранулы | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| 1 | 100 | 15 | - | 0,1 | 0,5 | - | 0,05 | - | 60 | 100 | 20 | 44 |
| 2 | 100 | 20 | - | 0,1 | 0,5 | - | 0,05 | - | 60 | 100 | 20 | 44 |
| 3 | 100 | 10 | - | 0,3 | 0,5 | - | 0,05 | - | 60 | 100 | 20 | 44 |
| 4 | 100 | 20 | - | 0,3 | 0,5 | - | 0,05 | - | 60 | 100 | 15 | 44 |
| 5 | 100 | 23 | - | 0,3 | 0,5 | - | 0,05 | - | 60 | 100 | 15 | 44 |
| 6 | 100 | 15 | - | 0,4 | 0,5 | - | 0,05 | - | 60 | 100 | 15 | 44 |
| 7 | 100 | 15 | - | 0,6 | 0,5 | - | 0,05 | - | 60 | 100 | 10 | 44 |
| 8 | 100 | - | 15 | 0,1 | - | 0,5 | - | 0,05 | 60 | 100 | 10 | 44 |
| 9 | 100 | - | 20 | 0,1 | - | 0,5 | - | 0,05 | 60 | 100 | 10 | 44 |
| 10 | 100 | - | 10 | 0,3 | - | 0,5 | - | 0,05 | 60 | 100 | - | 44 |
| 11 | 100 | - | 20 | 0,3 | - | 0,5 | - | 0,05 | 60 | 100 | - | 44 |
| 12 | 100 | - | 23 | 0,3 | - | 0,5 | - | 0,05 | 60 | 100 | - | 44 |
| 13 | 100 | - | 15 | 0,4 | - | 0,5 | - | 0,05 | 60 | 100 | - | 44 |
| 14 | 100 | - | 15 | 0,6 | - | 0,5 | - | 0,05 | 60 | 100 | - | 44 |
В таблице 2 представлены результаты исследований физико-механических свойств цементных растворов и камня для предлагаемого способа (пример № 1- 14) и результат для способа по наиболее близкому аналогу (пример № 15). Как видно из таблицы 2, наибольшее значение прочности получаемого камня на изгиб после закачки второй порции у наиболее близкого аналога – 5,03 МПа, а прочность получаемого камня на изгиб по предлагаемому способу меняется от 6,5 до 7,9 МПа, что в 1,6 раз превышает значения наиболее близкого аналога. Этим объясняется более прочная цементная крепь, устойчивая к динамическим нагрузкам, возникающим при освоении скважины.
Пример выполнения способа
После проведения заключительных работ (проработки ствола скважины глубиной 1800 м, диаметром 216 мм, геофизических исследований) спустили обсадную колонну диаметром 168 мм до пробуренного забоя скважины глубиной 1800 м и подвесили ее в столе ротора с помощью элеватора. За сутки до начала работ по цементированию обсадной колонны в скважине на цементном складе приготовили расчетное количество сухой цементной смеси, необходимое для приготовления двух порций цементного раствора. Общее количество цементного раствора составило 25,9 м3.
Для получения такого объема цементного раствора приготовили 20,7 т сухой цементной смеси, состоящей из: портландцемента ПЦТ II-50 - 100 мас. ч. (18 т), облегчающего инертного наполнителя (вспененных микрогранул стекла) - 15 мас. ч. (2,7 т), фиброволокна - 0,1 мас. ч. (0,018 т) (пример № 1, табл. 1). Далее путем многократного перетаривания из одного цементного силоса в другой на заводе цементных смесей сухую цементную смесь привели в воздушную взвесь с равномерным распределением сухих добавок по всему объему сухой цементной смеси. После этого готовую сухую цементную смесь загрузили в цементовозы и отправили на буровую. После проведения заключительных работ (проработки ствола скважины, геофизических исследований) спустили обсадную колонну до пробуренного забоя скважины (1799,5 м) и подвесили ее в столе ротора с помощью элеватора. На колонну обсадных труб установили цементировочную головку с установленной в ней продавочной разделительной пробкой, соединили тампонажными шлангами или трубами высокого давления с цементировочными агрегатами.
Перед началом работ, непосредственно на буровой сухую цементную смесь перетарили из цементовозов в цементосмесительные машины. Одновременно с перетариванием сухой цементной смеси в бункерах цементировочных агрегатов набрали техническую воду для первой порции цементного раствора (для 18,5 т смеси) в количестве 60 мас. ч. (11,1 м3) на 100 мас. ч. сухой цементной смеси для первой порции цементного раствора и для второй порции цементного раствора (для 10 т смеси) в количестве 44 мас. ч. (4,4 м3) на 100 мас. ч. сухой цементной смеси для второй порции цементного раствора.
Далее приготовили воду затворения для первой порции цементного раствора путем добавления в техническую воду понизителя водоотдачи (ПВС-ВР) 0,5 мас. ч. (9,25 кг) и пеногасителя 0,05 мас. ч. (0,92 л) от массы портландцемента путем перемешивания в течение 0,5 ч.
Подготовили моющую буферную жидкость в бункере цементировочного агрегата в количестве 6 м3. Закачали моющую буферную жидкость в колонну обсадных труб с помощью цементировочного агрегата.
С использованием цементировочного агрегата и цементно-смесительной машины последовательно за моющей буферной жидкостью в скважину, в колонну обсадных труб, последовательно закачали первую и далее вторую порцию цементного раствора. Для первой порции цементного раствора в цементно-смесительное устройство одновременно подавали 18,5 т сухой цементной смеси и воду затворения. Плотность первой порции цементного раствора на выходе из цементно-смесительного устройства в технологическую емкость «чанок» контролировал оператор с помощью ареометра в пределах 1620 кг/м3, плотность второй порции цементного раствора - 1920 кг/м3. Первую порцию цементного раствора закачали объемом (21 м3), обеспечивающем заполнение заколонного пространство в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, вторую порцию цементного раствора (7 м3) - объемом, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м снизу-вверх от забоя.
После закачки второй порции цементного раствора на цементировочной головке освободили разделительную продавочную пробку. Закачкой технической воды продавили первую и вторую порции цементного раствора в заколонное пространство скважины до получения момента «СТОП». Далее обсадную колонну оставили на время ожидания для затвердевания двух порций цементного раствора на 48 ч. После геофизическими исследованиями провели оценку качества цементирования.
Таблица 2 - Результаты исследований физико-механических свойств цементных растворов и камня для способа цементирования обсадной колонны в скважине
| Первая порция цементного раствора | Вторая порция цементного раствора | ||||||||||
| Водоот- деление, мл |
Растека- емость, мм |
Плотность, кг/м3 |
Прочность получаемого камня через 48 ч, МПа |
Водоот- деление, мл |
Растека- емость, мм |
Плотность, кг/м3 |
Прочность получаемого камня через 48 ч, МПа |
Адгезия, кН | |||
| изгиб | сжатие | изгиб | сжатие | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
| Способ цементирования обсадной колонны в скважине | |||||||||||
| 1 | 0,7 | 210 | 1602 | 4,2 | 9,11 | 1 | 220 | 1899 | 7,3 | 34,3 | 32,8 |
| 2 | 0 | 206,5 | 1544 | 4,05 | 10,66 | 2 | 216 | 1901 | 6,9 | 33,6 | 33,5 |
| 3 | 1 | 218 | 1640 | 4,01 | 11 | 2,2 | 218 | 1880 | 7,8 | 34,8 | 33,4 |
| 4 | 0 | 206 | 1546 | 4,17 | 10,6 | 2,2 | 226 | 1905 | 7,9 | 32,5 | 31,3 |
| 5 | 1,4 | 200 | 1545 | 4,1 | 9,8 | 2,4 | 230 | 1903 | 7 | 28,2 | 30,2 |
| 6 | 0 | 202,5 | 1593 | 4,14 | 11,63 | 2,5 | 225 | 1898 | 6,8 | 27,9 | 29,3 |
| 7 | 0 | 190 | 1520 | 4,3 | 11,8 | 3,8 | 236 | 1910 | 7,4 | 29,2 | 28,2 |
| 8 | 0,7 | 210 | 1602 | 4,2 | 9,11 | 3,8 | 242 | 1905 | 7,7 | 28,8 | 26,6 |
| 9 | 0 | 206,5 | 1544 | 4,05 | 10,66 | 4 | 254 | 1915 | 7,5 | 28,4 | 26,7 |
| 10 | 1 | 218 | 1640 | 4,01 | 11 | 4,2 | 240 | 1916 | 6,2 | 26 | 25,8 |
| 11 | 0 | 206 | 1546 | 4,17 | 10,6 | 4,8 | 260 | 1920 | 6,5 | 24 | 23,2 |
| 12 | 1,4 | 200 | 1545 | 4,1 | 9,8 | 5,6 | 250 | 1918 | 6,7 | 23,5 | 24,9 |
| 13 | 0 | 202,5 | 1593 | 4,14 | 11,63 | 5,2 | 245 | 1905 | 6,3 | 24,2 | 26,8 |
| 14 | 0 | 190 | 1520 | 4,3 | 11,8 | 5,4 | 240 | 1910 | 6,8 | 25,7 | 25,2 |
| Способ по наиболее близкому аналогу | |||||||||||
| 15 | 1,0 | 218 | 1640 | 4,01 | 11 | 0 | 218,5 | 1589 | 5,03 | 14,8 | - |
Предлагаемый способ повышает эффективность цементирования обсадной колонны за счет повышения качества цементирования в скважинах с остаточными поглощениями бурового раствора, устранения фильтрации цементного раствора после вскрытия пор проницаемых пластов и повышения герметичности цементной крепи на контакте цементный камень-горная порода.
Claims (2)
- Способ цементирования обсадной колонны в скважине, включающий последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора, первой порции цементного раствора плотностью 1520–1640 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, при этом первая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, понизитель водоотдачи – ПВС-ВР или ПВА, пеногаситель – ПЕНТА-465 или «FOBR» и воду, в качестве сухой цементной смеси - смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм, диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент - 100, облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракции - 10–23, фиброволокно - 0,1–0,6, понизитель водоотдачи ПВС-ВР или ПВА - 0,5 пеногаситель ПЕНТА-465 или «FOBR» - 0,05, при соотношении сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 60 мас. ч. соответственно, второй порции цементного раствора, продавливание порций цементного раствора, осуществление технологической выдержки на время ожидания затвердевания цементного раствора, отличающийся тем, что вторую порцию цементного раствора закачивают плотностью 1880–1920 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя, при этом вторая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь и воду при соотношении сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 44 мас. ч. соответственно, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента тампонажного и цемента с размером частиц 5 микрон при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
-
портландцемент 100 цемент с размером частиц 5 микрон 10–20
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2823955C1 true RU2823955C1 (ru) | 2024-07-30 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6626991B1 (en) * | 1999-07-29 | 2003-09-30 | Schlumberger Technology Corp | Low-density and low-porosity cementing slurry for oil wells or the like |
| RU2520233C2 (ru) * | 2010-09-28 | 2014-06-20 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Новые утяжелители для использования в цементных, буферных и буровых текучих средах |
| RU2533997C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ цементирования зон водопритока скважин |
| RU2576416C1 (ru) * | 2015-01-14 | 2016-03-10 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) |
| RU2582143C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих |
| RU2720025C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ цементирования обсадной колонны в скважине |
| RU2781004C1 (ru) * | 2021-12-07 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Тампонажная смесь |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6626991B1 (en) * | 1999-07-29 | 2003-09-30 | Schlumberger Technology Corp | Low-density and low-porosity cementing slurry for oil wells or the like |
| RU2520233C2 (ru) * | 2010-09-28 | 2014-06-20 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Новые утяжелители для использования в цементных, буферных и буровых текучих средах |
| RU2533997C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ цементирования зон водопритока скважин |
| RU2576416C1 (ru) * | 2015-01-14 | 2016-03-10 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) |
| RU2582143C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих |
| RU2720025C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ цементирования обсадной колонны в скважине |
| RU2781004C1 (ru) * | 2021-12-07 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Тампонажная смесь |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3955993A (en) | Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations | |
| RU2656266C2 (ru) | Способ обработки подземного пласта суспензией цементного раствора с возможностью образования проницаемого отвердевшего цементного раствора | |
| US4275788A (en) | Method of plugging a well | |
| RU2635310C1 (ru) | Затвердевающие композиции, содержащие цементную пыль, и способы их применения | |
| US11833478B2 (en) | System and method of producing foamed cement in a laboratory environment | |
| AU2015390249B2 (en) | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability | |
| MX2013012179A (es) | Uso de metilhidroxietilcelulosa como aditivo para cemento. | |
| WO2020117190A1 (en) | Strength retrogression mitigation materials for cement compositions | |
| RU2720025C1 (ru) | Способ цементирования обсадной колонны в скважине | |
| USRE27271E (en) | Method and composition for stabilizing incompetent sand containing forma-tions | |
| US3429373A (en) | Method and composition for stabilizing incompetent oil containing formations | |
| EP3891245A1 (en) | Expansion agents for cement compositions | |
| RU2823955C1 (ru) | Способ цементирования обсадной колонны в скважине | |
| RU2398955C1 (ru) | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора | |
| RU2398095C1 (ru) | Способ цементирования колонны в скважине с использованием цементного раствора с эрозионными свойствами | |
| US11028311B2 (en) | Methods of cementing a wellbore | |
| CN111087994B (zh) | 一种多级粒子网状胶结补壁工作液及其制备和施工方法 | |
| RU2533997C1 (ru) | Способ цементирования зон водопритока скважин | |
| RU2357999C1 (ru) | Тампонажный раствор "нцр химеко-вмн" | |
| RU2519262C1 (ru) | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами | |
| CN110939405A (zh) | 一种固井工程中注水泥的工艺方法 | |
| RU2778122C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| RU2618539C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| US10501681B2 (en) | Inorganic clay particulate additive for consolidating treatments | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах |