EA002938B1 - Цементирующая композиция и ее применение для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений - Google Patents

Цементирующая композиция и ее применение для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений Download PDF

Info

Publication number
EA002938B1
EA002938B1 EA200100535A EA200100535A EA002938B1 EA 002938 B1 EA002938 B1 EA 002938B1 EA 200100535 A EA200100535 A EA 200100535A EA 200100535 A EA200100535 A EA 200100535A EA 002938 B1 EA002938 B1 EA 002938B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
cement
composition according
cementing
class
mpa
Prior art date
Application number
EA200100535A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200100535A1 (ru
Inventor
Андре Гарнье
Мишель Мишо
Филипп Ревиль
Original Assignee
Софитек Н.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Софитек Н.В. filed Critical Софитек Н.В.
Publication of EA200100535A1 publication Critical patent/EA200100535A1/ru
Publication of EA002938B1 publication Critical patent/EA002938B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C04B28/04—Portland cements
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/0027—Standardised cement types
    • C04B2103/0028—Standardised cement types according to API
    • C04B2103/0035—Type G
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
    • C04B2111/76—Use at unusual temperatures, e.g. sub-zero
    • C04B2111/766—Low temperatures, but above zero
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S106/00—Compositions: coating or plastic
    • Y10S106/01—Fly ash

Abstract

Данное изобретение представляет цементирующую композицию для нефтяных скважин или подобных сооружений с пористостью менее 50% и с твердой фазой, содержащей от 35 до 65% по объему полых микросфер, от 20 до 45% портландцемента класса G и от 5 до 25% портландмикроцемента класса G. Данное изобретение используется для цементирования направляющих труб в арктических зонах или в глубоководных скважинах.

Description

Настоящее изобретение относится к способам бурения нефтяных, газовых, водяных или геотермальных скважин или подобных сооружений. Более конкретно данное изобретение относится к цементирующим композициям, еще более конкретно к композициям, адаптированным к низким температурам.
После бурения нефтяной скважины или подобного сооружения кожух или футеровку погружают в скважину и цементируют полностью или частично по глубине. Цементирование предназначено для фиксации кожуха, а также для предотвращения передачи текучей среды между различными образующими слоями, пересекаемыми скважиной, для предотвращения поднятия газа через кольцевое пространство, окружающее кожух, и для ограничения доступа воды в эксплуатационную скважину. Операция цементирования состоит из ввода суспензии цемента через внутреннюю часть кожуха и ее перемещения с помощью другой жидкости, обычно бурового раствора. По достижении дна отверстия суспензия вынуждена подниматься через кольцевое пространство между стенками отверстия и кожухом. После размещения в заданном месте механическая прочность схватившегося цемента достигает максимального значения приблизительно через 10 дней. Однако бурение может возобновляться, как только предел прочности при сжатии достигнет 3,44 МПа (500 фунтов/кв. дюйм); на практике, потом желательно иметь композиции с короткой «остановкой на цемент», т.е. коротким периодом, который проходит между подачей и моментом времени, к которому цемент достигнет достаточной прочности для того, чтобы служить опорой для направляющей трубы.
В конкретном случае морского бурения особое внимание должно уделяться первой части кожуха, известной как направляющая труба, которая действует как направляющее устройство при последующем бурении и, следовательно, должна быть особенно точно ориентирована. Направляющая труба размещается на небольшом расстоянии ниже морского дна при температуре обычно порядка 4°С, в то время как суспензию готовят на поверхности при температуре, которая может приближаться к температуре скважины (в случае скважины, работающей в Северном море, например), но также может быть намного выше, так как глубоководные скважины часто расположены в тропических или экваториальных зонах (в частности, в Мексиканском заливе и Западной Африке). Это является особым случаем, так как при цементировании значительного большинства нефтяных скважин цементная суспензия нагревается по мере ее опускания в скважину.
Цемент схватывается более медленно при низких температурах. При температуре несколько градусов выше нуля обычный цемент застывает только через несколько дней, в тече ние которых платформа неподвижна и бурение не может продолжаться. Кроме того, перед операцией цементирования направляющую трубу поднимают и хранят на лебедке, пока цемент не будет достаточно прочным для того, чтобы служить опорой. Чем дольше эта стадия, тем более трудно предотвратить отклонение направляющей трубы от желаемого направления.
Известны различные добавки, предназначенные для ускорения схватывания, но указанные экстремальные условия находятся вне их способности, что серьезно влияет на качество цементной суспензии и схватившийся цемент. Были разработаны композиции, которые основаны на определенных цементах. Они, по существу, разделены на два класса: композиции, основанные на строительном гипсе, и композиции, основанные на глиноземистом цементе. Композиции, основанные на строительном гипсе, или более точно, смеси строительного гипса/портландцемента, наиболее часто используют для целей материально-технического обеспечения; внешний вид глиноземистого цемента в значительной степени меняется, когда в него примешивают портландцементы, и поэтому они должны храниться в раздельных емкостях.
Кроме того, морское дно часто бывает песчаным, с незначительным уплотнением. Таким образом, должны быть цементные суспензии с низкой плотностью, в основном, с плотностью в интервале от 11 фунтов/галлон (ф/г) до 13 ф/г (т.е. от 1,32 до 1,56 г/см3). Обычно цементную суспензию облегчают увеличением количества воды и для избежания разделения жидкой и твердой фаз добавлением соединений, таких как бентонит или силикат натрия, для образования гелей. В то время как весовое соотношение вода/твердое вещество для обычного цемента составляет от 18 до 46%, данное соотношение для суспензии такой низкой плотности обычно больше 50% или даже больше 60%. Такие количества воды замедляют развитие прочности при сжатии и, таким образом, увеличивают «остановку на цемент».
Суспензия также может быть облегчена добавлением легких материалов, таких как кремниевая пыль (патент Франции БК-А2463104) или полые керамические или стеклянные шарики (патенты США № А-3804058, А3902911, А-4252193). Такие материалы могут снижать, но не распределять количество дополнительной воды, добавляемой к цементной суспензии для ее облегчения настолько, чтобы развитие прочности при сжатии было бы менее замедлено. Количество требуемой воды остается высоким и через 24 ч, прочность при сжатии остается очень низкой, обычно не превышает 600 фунтов/кв. дюйм (4136 кПа).
Суспензия также может быть облегчена вдуванием в нее газа или воздуха. Т. διηίΐΐι. К. Ьикау и 1. Эс1огсу в \МогШ ΟΪ1, май 1984, предложили использование таких вспененных це ментов для цементирования направляющих труб в глубоководных скважинах. В патенте США № А-5484019 также описано использование в качестве основания для таких вспененных цементов суспензии, содержащей от 1 до 30% микроцемента. Основной целью указанного патента является создание суспензии, которая способна к быстрому образованию геля, имеющего достаточную прочность для предотвращения попадания воды, но не для обеспечения быстрого схватывания суспензии, в частности, с точки зрения развития прочности на сжатие.
При любом сравнении с существующими системами важно отметить, что температура морского дна зависит от его глубины и его расположения. Таким образом, хотя температура дна в районе Шетландских Островов не превышает 5°С на глубине 500 м, на той же глубине в районе Малайзии она составляет около 10°С и достигает только 5°С на глубине 1000 м. Далее, температура цементной суспензии зависит от температуры морского дна и от существования подводных течений. В теплых районах планеты, при незначительном количестве течений, на практике температура суспензий может быть вплоть до 15°С, даже когда температура на морском дне составляет 4°С. Для сравнения, в холодных областях, подверженных влиянию значительного количества течений, температура суспензии может быть практически идентична температуре воды. При бурении нефтяных скважин любое действие при температуре менее чем 30°С называется применением при низких температурах. Данное изобретение предназначено для применения при температуре, которая более конкретно находится в интервале от 4 до 10°С.
Данное изобретение представляет новые, имеющие низкую плотность и низкотемпературные цементирующие композиции, которые могут быстро развивать прочность при сжатии.
Данное изобретение представляет цементирующие композиции с пористостью менее чем 50% и с твердой фазой, состоящей из от 35 до 65% по объему полых микросфер, от 20 до 45% портландцемента класса О и от 5 до 25% портландмикроцемента класса О. Термин «пористость» означает соотношение объема жидкости в суспензии к общему объему суспензии.
Микроцемент, используемый для композиций в соответствии с данным изобретением, представляет собой, по существу, чистый микроцемент, т.е. состоит более чем на 90% из портландцемента класса О. Особенно предпочтительны микроцементы с максимальным размером частиц в интервале от 6 до 12 мкм, предпочтительно от 8 до 11 мкм.
Микросферы, используемые в данном изобретении, имеют низкую плотность, предпочтительно менее чем 0,8. Особенно подходят силикоалюминат или ценосферы, остаток, получаемый при сжигании угля, со средним диаметром порядка 150 мкм. Также могут быть использованы полые стеклянные шарики со средним диаметром от 120 до 250 мкм.
Обычно к композиции добавляют диспергирующий агент, а также агент, ускоряющий схватывание цемента. Известные диспергирующие агенты обычно оказывают замедляющее действие на схватывание цемента, которое должно быть компенсировано. Могут быть добавлены другие обычные добавки, в частности противовспенивающие агенты, агенты контроля фильтрации или агенты контроля перемещения газа. Композиция в соответствии с данным изобретением также содержит агент, ускоряющий схватывание цемента, в частности хлорид кальция, в количестве, не превышающем 2%, предпочтительно 1,5 % (массовые проценты по отношению к массе смеси твердый цемент/ микроцемент/микросферы); добавление хлорида кальция имеет отрицательное воздействие на реологию суспензии, что повышает количество диспергирующего агента, который аннулирует действие агента, ускоряющего схватывание цемента.
Предпочтительно твердые частицы смеси находятся в соответствующих пропорциях таким образом, что компактность смеси близка к ее максимальному объему. Таким образом, добавление мелкоизмельченных частиц может обеспечить КУО (коэффициент упаковочного объема), который предпочтительно больше чем 0,75 и более предпочтительно больше чем 0,8. В таком случае смешивание композиции не вызывает особых проблем даже при таких низких значениях пористости, как в данном изобретении. Далее, получают очень удовлетворительные реологии, которые благоприятны для хороших условий подачи, в частности при практическом отсутствии осаждения.
Другие преимущества и характеристики данного изобретения станут очевидными из представленного ниже описания тестов, проводимых для различных примеров аддитивных композиций.
Характеристики микроцементов
В большинстве областей химической промышленности при использовании микроцемента используют соединения, полученные из шлака, который содержит 45% извести, 30% двуокиси кремния, 10% окиси алюминия, 1% оксидов железа и 5-6% оксида марганца (в данном описании упомянуты только основные оксиды; эти количества могут, конечно, незначительно изменяться в зависимости от поставщика). Такой тип микроцемента ниже обозначен как «микрошлак».
Портландцемент класса О обычно содержит около 65% извести, 22% двуокиси кремния, 4% окиси алюминия, 4% оксидов железа и менее чем 1% оксида марганца. Конечно, композиции варьируются в зависимости от поставщика, но соотношение известь/двуокись кремния составляет порядка 3, что отличается от микрошлака; далее, содержание окиси алюминия в портландцементе класса 6 составляет около половины того, которое имеется в микрошлаке. Микроцемент, полученный из портландцемента класса 6, обозначен в контексте данного изобретения как микроцемент С.
Два протестированных типа микроцементов имеют очень схожие гранулометрические характеристики, со средним диаметром частиц около 4 мкм, максимальным размером частиц 12 мкм для микрошлака и 11 мкм для микроцемента С, и удельную площадь поверхности на единицу массы, определенную по тесту на воздухопроницаемость [В1ап Ршеиекк: 0,8000 м2/г].
Два микроцемента тестируют при низкой (10°С) и очень низкой (4°С) температуре. Для каждой тестируемой суспензии исходно устанавливают, что система может нагнетаться на поверхность и подаваться в скважину, причем критерием, который считается удовлетворяющим, является условие, когда реология суспензии такова, что при лабораторной температуре и при температуре 10°С пластическая вязкость менее чем 250 мПа· с и ее предельное динамическое напряжение сдвига находится в интервале от 0 до 9,5 Па, предпочтительно в интервале от 0 до 7 Па.
Для этих систем, которые считаются «способными к перекачиванию», развитие прочности при сжатии во время схватывания цемента оценивается с помощью ультразвука («И11таδοηίο Сетей Лпа1ухег»), причем температура измерительного модуля контролируется с помощью охлаждающей линии, состоящей из трубы в бухте, в которой циркулирует смесь вода/антифриз, охлаждаемой криостатом. Данные измерения служат для определения времени схватывания, требуемого для получения заданной прочности, а также прочности при сжатии, получаемой по истечении заданного времени (24 или 48 ч) при давлении 3000 фунтов/кв. дюйм (20,7 МПа).
Далее, для таких «способных к перекачиванию» систем измеряют время загустевания (ВЗ), которое представляет собой величину периода, в течение которого цемент обладает способностью к перекачиванию для указанных тестов и соответствует периоду времени, требуемому для развития консистенции 100 Вс (измерение в единицах Веагбеи); данное измерение проводят, если не указано иначе, при давлении 1000 фунтов/кв. дюйм (6,9 МПа). В общем, система считается удовлетворительной, если время загустевания составляет от 3 до 6 ч. Тесты, проводимые при других значениях давления (от 3,4 до 13,8 МПа) показали, что результат в зависимости от изменения давления варьируется незначительно.
Пример 1. Микрошлак в пресной воде.
Готовят серию суспензий с твердой смесью цемент/ценосферы/микрошлак в пропорции 35:55:10 по объему. Пористость суспензии устанавливают 42%. Вода для смешивания представляет собой смесь водопроводной воды, 2,5 л противовспенивающего агента на тонну твердой смеси цемент/ценосферы/микроцемент и различных добавок, указанных в представленной ниже таблице, в которой количества диспергирующего агента, агента контроля фильтрации и силиката натрия (ускорителя) указаны на тонну твердой смеси цемент/ценосферы/микроцемент. Определенные композиции содержат хлорид кальция в качестве ускорителя (указанное процентное соотношение представляет собой массовый процент к твердой смеси цемент/ценосферы/микроцемент).
Агент контроля фильтрации, используемый в данном примере, представляет собой добавку, которая особенно подходит для цементирования при низких температурах, в этом случае суспензию микрогеля получают химическим поперечным сшиванием поливинилового спирта, взаимодействием поливинилового спирта в растворе с глутаральдегидом при рН в интервале от 2 до 3, где мольная концентрация поперечно сшивающего агента по отношению к частям мономерного ПВС составляет от около 0,1% до 0,5%, в присутствии 3,5% поливинилпирролидона. Эта добавка подробно описана в заявке на патент Франции № А-2759364, содержание которого включено сюда в качестве ссылки.
Диспергирующий агент представляет собой сульфированный формальдегидмеламиновый конденсат, диспергирующий агент, известный своим незначительным влиянием на замедление времени схватывания.
Реологию суспензии измеряют при лабораторной температуре (реология после смешивания) или через 10 мин выдержки при температуре 10°С.
В представленной ниже таблице показано, что для данной суспензии время схватывания может удваиваться, если температура понижается от 10 до 4°С. Диспергирующий агент оказывает очень значительный замедляющий эффект при очень низкой температуре, который не наблюдается при температуре 10°С; однако, увеличение количества хлорида кальция (тесты №4 и №5) не оказывало влияния при температуре 4°С благодаря повышению количества диспергирующего агента (для данных тестов обнаружены сходные реологии суспензий, хотя хлорид кальция оказывает загущающее действие, которое должно быть компенсировано увеличением количества диспергирующего агента).
№1 №2 №3 №4 №5
Плотность, г/см3 1,47 1,47 1,47 1,48 1,48
Диспергирующий агент, 1/т 6,67 8,35 8,35 11,69 13,35
Агент, контролирующий фильтрацию, 1/т 50,07 50,07 50,07 50,07 50,07
Силикат натрия, 1/т 8,35 12,52 16,69 - -
Хлорид кальция, % - - - 1.25 2
После смешивания: предельное динамическое напряжение сдвига, Па 1,9 2,5 2,9 9,6 5,1
Пластическая вязкость, МПа-с 122 131 131 116 105
При 10°С: предельное динамическое напряжение сдвига, Па 1,0 3,1 9,0 12,2 11,8
Пластическая вязкость, мПа· с 208 191 193 171 181
Время загустевания при 10°С 8:24 9:39 8:17 6:35 5:55
Время загустевания при 25°С 4:34 3:50 4:26 4:27 2:48
Схватывание при 10°С: время до: 0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 14:00 17:53 16:38 12:16 9:16
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 20:00 25:37 24:21 17:31 14:51
Прочность при сжатии через 24 ч, МПа Прочность при сжатии через 48 ч, МПа 12,4 14,1 17,3 7,6 18,5 6,9 13,1
Схватывание при 4°С: время до: 0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 26:58 22:00 28:44 16:56 16:08
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 39:33 28:30 45:04 30:37 24:27
Прочность при сжатии через 48 ч, МПа 5,9 12,1 4,1 6,2 10,7
Пример 2. Микрошлак в морской воде.
Используют твердую смесь по примеру 1 с той же пористостью, но с использованием морской воды в качестве воды для смешивания.
№6 №7 №8 №9 №10
Плотность, г/см3 1,477 1,477 1,477 1,477 1,474
Диспергирующий агент, 1/т 19,20 19,20 14,19 14,19 8,34
Агент, контролирующий фильтрацию, 1/т 25,0 16,69 16,69 8,34 41,73
После смешивания: предельное динамическое напряжение сдвига, Па 0,5 -4,9 4 5 25
Пластическая вязкость, МПаю 114 148 123 115 181
1 0°С: предельное динамическое напряжение сдвига, Па 0,5 5 7 29
Пластическая вязкость, МПа с 205 206 197 284
Время загустевания при 10°С, 6,9 МПа >10:0 10:00 11:15
Схватывание при 10°С:
0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 16:49
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 22:08
Прочность при сжатии через 24 ч, МПа 4
№11 №12 №13
Плотность, г/см3 1,479 1,485 1,489
Диспергирующий агент, 1/т 8,34 8,34 15,0
Агент, контролирующий фильтрацию, 1/т 41,73 41,73 50,07
Хлорид кальция, % 0,5 1 1,25
Реология после смешивания при 25°С: Предельное динамическое напряжение сдвига, Па Пластическая вязкость, МПа с 30 180 31 285 11 140
Реология при 10°С: Предельное динамическое напряжение сдвига, Па Пластическая вязкость, МПа с 14 233
Время загустевания при 10°С, 6,9 МПа 11:04
При использовании морской воды удовлетворительная реология достигается только значительным повышением количеств диспергирующего агента, и требуемое количество агента тем выше, чем значительней увеличение количества агента, контролирующего фильтрацию.
Замедляющий эффект, наблюдаемый у суспензий, полученных с водопроводной водой, еще больше усиливается таким образом, что время загустевания для некоторых из «способных к перекачиванию» суспензий получается слишком продолжительным и, естественно, сопровожда ется очень медленным развитием прочности при сжатии, как показано в тесте №9.
Что касается тестов с морской водой, в них также имеет место загущающее действие хлорида, вызываемое хлоридом кальция, что означает, что должно быть увеличено количество диспергирующего агента, что практически ан нулирует усиливающий эффект хлорида кальция.
Пример 3. Микроцемент С в морской воде.
Используют твердую смесь по примеру 1, с той же пористостью, но используя морскую воду в качестве воды для смешивания.
№14 №15 №16 №17 №18
Плотность, г/см3 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48
Диспергирующий агент, 1/т 12,52 16,69 19,2 20,86 20,86
Агент, контролирующий фильтрацию, 1/т 50,07 50,07 50,07 25,0 8,35
После смешивания: предельное динамическое напряжение сдвига, Па 57,4 16,0 3,5 6,8 7,6
Пластическая вязкость, МПа-с 227 167 88 117 112
10°С: предельное динамическое напряжение сдвига, Па 67,8 28,7 4,5 7,3 8,4
Пластическая вязкость, МПа· с 381 275 161 197 174
Время загустевания при 10°С, 6,9 МПа 5:57 «5:00 3:45
Схватывание при 10°С:
0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 13:49 н. и. 11:43
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 16:58 н. и. 14:23
Прочность при сжатии через 24 ч, МПа 12,4 н. и. 12,1
Прочность при сжатии через 48 ч, МПа 25,4 н. и. 14,7
Схватывание при 4°С:
0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 20:58 н. и. 20:32
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 25:46 н. и. 25:50
Прочность при сжатии через 48 ч, МПа 17,8 н. и. 14,5
Схватывание при температуре 10°С не изучается подробно для суспензии №17. Однако эта суспензия удовлетворяет критерию данного изобретения, и время застывания и прочность при сжатии предварительно оцениваются как промежуточные между значениями, измеренными для суспензий №16 и №18.
Замена микрошлака микроцементом класса С позволяет получать суспензии с морской водой, которые развивают довольно высокую прочность при сжатии при низких и очень низких температурах.
Пример 4. Микроцемент С в пресной воде.
Два представленных ниже примера демонстрируют, что портландцемент класса С также может быть использован в пресной воде, даже при отсутствии определенного ускорителя схватывания цемента.
№19 №20
Плотность, г/см3 1,47 1,47
Диспергирующий агент, 1/т 14,19 14,19
Агент, контролирующий фильтрацию, 1/т 8,35 50,07
После смешивания: предельное динамическое напряжение сдвига, Па 2,7 7,7
Пластическая вязкость, МПаю 123 123
Время загустевания при 10°С, 6,9 МПа 4:35 5:42
Схватывание при 10°С: 0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 12:00 14:48
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 16:30 19:11
Прочность при сжатии через 24 ч, МПа 7,72 6,2
Прочность при сжатии через 48 ч, МПа - 18,7
Схватывание при 4°С: 0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 25:26
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 31:50
Прочность при сжатии через 48 ч, МПа 10,3
Пример 5.
Портландцемент делится на 8 категорий от А до Н, в зависимости от глубины, температуры и давления, которым он подвергается. Классы А, В и С особенно подходят для применения при низких температурах. Цемент класса С считается особенно подходящим для применения, требующего быстрого развития прочности при сжатии, и таким образом, является превосходным кандидатом для применения при очень низких температурах. Портландцемент класса С является наиболее часто используемым цементом для применения при средних температурах (обычно порядка 60°С).
Готовят три суспензии цемента с портландцементом классов А, С и С. Измеряют реологические свойства и характеристики схватывания.
Класс цемента А С С
Реология после смешивания при 25°С: Предельное динамическое напряжение сдвига, Па 20,2 46,1 9,7
Пластическая вязкость, МПа· с 269 586 184
Время загустевания при 25°С 4:36 2:28 6:10
Схватывание при 4°С: Время до: 0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 11:00 19:30
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 19:47 - 24:11
Прочность при сжатии через 48 ч, МПа 2077 - 2680
Наилучшая реология продемонстрирована суспензией, полученной с цементом класса С. При использовании цемента класса С получают слишком вязкую суспензию со слишком высоким предельным динамическим напряжением сдвига. При использовании цемента класса А реология менее удовлетворительная и находится на пределе применимости, но время перехода (от 50 до 500 фунтов/кв. дюйм) приближается к 9 ч. Далее, время загустевания при температуре окружающей среды только незначительно больше 4 ч, что может привести к возникновению проблем, если по какой-либо причине задерживают операцию перекачивания. Также
8μ 6μ
Диспергирующий агент, 1/т 14,19 14,19
Агент, контролирующий фильтрацию, 1/т 50,07 50,07
После смешивания: предельное динамическое напряжение сдвига, Па 1,6 10,3
Пластическая вязкость, МПа< 126 143
Время загустевания при 10°С, 6,9 МПа 7:47 6:53
Схватывание при 10°С: 0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 19:27 13:00
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 24:38 16:11
Прочность при сжатии через 24 ч, МПа 3,4 15,1
Прочность при сжатии через 48 ч, МПа 15,4 28,3
Схватывание при 4°С: 0,35 МПа [50 ф/д2], ч:мин 18:54 24:10
3,45 МПа [500 ф/д2], ч:мин 25:05 30:13
Прочность при сжатии через 48 ч, МПа 20,0 12,07
Портландмикроцемент класса С, более тонкоизмельченный, чем микроцемент, использованный выше, является преимущественным при использовании, однако, выбор более тонкоизмельченного цемента приводит к повышению реологии суспензии по сравнению с микроцементами с максимальным размером частиц в интервале от 7 до 12 мкм.

Claims (8)

1. Цементирующая композиция для нефтяных скважин или подобных сооружений с пористостью менее 50% и с твердой фазой, содержащей от 35 до 65% по объему полых микро необходимо отметить, что цемент плохо диспергируется, и это вызывает проблемы, связанные с образованием воды в суспензии. Цемент класса С показывает время перехода менее чем 5 ч и дает лучшую прочность при сжатии через 48 ч.
Пример 6.
Для данных тестов, проводимых с использованием пресной воды, используемый выше микроцемент С заменяют другими микроцементами, основанными на более тонкоизмельченном портландмикроцементе класса С, с максимальным размером частиц 8 и 6 мкм соответственно.
сфер, от 20 до 45% портландцемента класса С и от 5 до 25% портландмикроцемента класса С.
2. Цементирующая композиция по п.1, отличающаяся тем, что максимальный размер частиц портландмикроцемента класса С составляет от 6 до 12 мкм.
3. Цементирующая композиция по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что водой для смешивания является морская вода.
4. Цементирующая композиция по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит диспергирующий агент.
5. Цементирующая композиция по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит агент, контролирующий фильтрацию.
6. Цементирующая композиция по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит ускоритель схватывания цемента.
7. Применение цементирующей композиции по любому из предшествующих пунктов для цементирования направляющей трубы нефтяной скважины или подобной, расположенной в арктической зоне или в глубоководной скважине.
8. Применение по п.7 для цементирования при температурах менее чем 10°С.
EA200100535A 1998-11-13 1998-11-13 Цементирующая композиция и ее применение для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений EA002938B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/FR1998/002429 WO2000029351A1 (fr) 1998-11-13 1998-11-13 Compositions de cimentation et application a la cimentation de puits petroliers ou analogues

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200100535A1 EA200100535A1 (ru) 2001-10-22
EA002938B1 true EA002938B1 (ru) 2002-10-31

Family

ID=9523474

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200100535A EA002938B1 (ru) 1998-11-13 1998-11-13 Цементирующая композиция и ее применение для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений

Country Status (7)

Country Link
US (1) US6656265B1 (ru)
AU (1) AU1241999A (ru)
CA (1) CA2350545C (ru)
EA (1) EA002938B1 (ru)
GB (1) GB2362881B (ru)
NO (1) NO326424B1 (ru)
WO (1) WO2000029351A1 (ru)

Families Citing this family (99)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2796935B1 (fr) * 1999-07-29 2001-09-21 Dowell Schlumberger Services Coulis de cimentation des puits petroliers ou analogues a basse densite et basse porosite
CA2402886C (en) 2000-03-14 2012-02-14 James Hardie Research Pty Limited Fiber cement building materials with low density additives
FR2808794B1 (fr) * 2000-05-15 2002-06-28 Dowell Schlumberger Services Ciment permeable, son procede d'obtention et application dudit ciment dans des puits petroliers ou analogues
AU2001256356A1 (en) * 2000-05-15 2001-11-26 Drochon, Bruno Permeable cements
US6562122B2 (en) 2000-09-18 2003-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight well cement compositions and methods
EP1193230B1 (en) * 2000-09-29 2005-04-20 Sofitech N.V. A cementing composition including a dispersant agent for cementing operation in oil wells
US6955220B2 (en) * 2001-12-21 2005-10-18 Schlumberger Technology Corporation Process of well cementing in cold environment
BR0215629B1 (pt) * 2002-03-06 2009-12-01 composição de cimento leve, e, método para cimentar uma zona subterránea penetrada por um furo de poço.
US6644405B2 (en) * 2002-03-21 2003-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods
MXPA05002057A (es) 2002-08-23 2005-09-12 James Hardie Int Finance Bv Microesferas sinteticas huecas.
US7455798B2 (en) * 2002-08-23 2008-11-25 James Hardie International Finance B.V. Methods for producing low density products
US7993570B2 (en) 2002-10-07 2011-08-09 James Hardie Technology Limited Durable medium-density fibre cement composite
US7647970B2 (en) 2002-11-08 2010-01-19 Bj Services Company Self-sealing well cement composition
US7156173B2 (en) * 2002-11-08 2007-01-02 Bj Services Company Cement compositions useful in oil and gas wells
US6989057B2 (en) * 2002-12-10 2006-01-24 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing cement composition
US7482309B2 (en) * 2003-11-24 2009-01-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles
US7749942B2 (en) * 2003-01-24 2010-07-06 Halliburton Energy Services, Inc Variable density fluids and methods of use in subterranean formations
US7543642B2 (en) * 2003-01-24 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing flexible, compressible beads and methods of cementing in subterranean formations
US20040171499A1 (en) * 2003-01-24 2004-09-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation
US20100192808A1 (en) * 2003-08-25 2010-08-05 Amlan Datta Synthetic Microspheres and Methods of Making Same
US20090156385A1 (en) 2003-10-29 2009-06-18 Giang Biscan Manufacture and use of engineered carbide and nitride composites
US7073584B2 (en) * 2003-11-12 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads
US7376148B1 (en) * 2004-01-26 2008-05-20 Cisco Technology, Inc. Method and apparatus for improving voice quality in a packet based network
US7607482B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles
US9512346B2 (en) 2004-02-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement
WO2007145734A2 (en) 2006-06-07 2007-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud
WO2007145731A2 (en) 2006-06-07 2007-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud
WO2007145735A2 (en) 2006-06-07 2007-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method for fabricating compressible objects for a variable density drilling mud
US8088716B2 (en) 2004-06-17 2012-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud
US7998571B2 (en) 2004-07-09 2011-08-16 James Hardie Technology Limited Composite cement article incorporating a powder coating and methods of making same
US7284611B2 (en) 2004-11-05 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations
US7373981B2 (en) 2005-02-14 2008-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing with lightweight cement compositions
EP1856003A2 (en) 2005-02-24 2007-11-21 James Hardie International Finance B.V. Alkali resistant glass compositions
US7390356B2 (en) 2005-03-11 2008-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for high temperature lightweight cementing
US7398827B2 (en) 2005-03-11 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for high temperature lightweight cementing
US9150773B2 (en) 2005-09-09 2015-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations
US7174962B1 (en) 2005-09-09 2007-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust
US8609595B2 (en) 2005-09-09 2013-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use
US8555967B2 (en) 2005-09-09 2013-10-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
US9051505B2 (en) 2005-09-09 2015-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly
US7395860B2 (en) * 2005-09-09 2008-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using foamed settable compositions comprising cement kiln dust
US8950486B2 (en) 2005-09-09 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use
US8403045B2 (en) 2005-09-09 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations
US7077203B1 (en) 2005-09-09 2006-07-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust
US7478675B2 (en) 2005-09-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods
US8522873B2 (en) 2005-09-09 2013-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US8297357B2 (en) 2005-09-09 2012-10-30 Halliburton Energy Services Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use
US9676989B2 (en) 2005-09-09 2017-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use
US8333240B2 (en) 2005-09-09 2012-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations
US8327939B2 (en) 2005-09-09 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use
US8281859B2 (en) 2005-09-09 2012-10-09 Halliburton Energy Services Inc. Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size
US7607484B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use
US8307899B2 (en) 2005-09-09 2012-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite
US7743828B2 (en) 2005-09-09 2010-06-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content
US8505630B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating spacer fluids and methods of use
US7213646B2 (en) 2005-09-09 2007-05-08 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing compositions comprising cement kiln dust, vitrified shale, zeolite, and/or amorphous silica utilizing a packing volume fraction, and associated methods
US7789150B2 (en) 2005-09-09 2010-09-07 Halliburton Energy Services Inc. Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use
US9809737B2 (en) 2005-09-09 2017-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use
US9006155B2 (en) 2005-09-09 2015-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly
US8505629B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US9023150B2 (en) 2005-09-09 2015-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use
US7381263B2 (en) * 2005-10-24 2008-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7199086B1 (en) 2005-11-10 2007-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spotting compositions comprising cement kiln dust
CA2632760C (en) 2005-12-08 2017-11-28 James Hardie International Finance B.V. Engineered low-density heterogeneous microparticles and methods and formulations for producing the microparticles
US8993462B2 (en) 2006-04-12 2015-03-31 James Hardie Technology Limited Surface sealed reinforced building element
NO327763B1 (no) * 2006-09-15 2009-09-21 Elkem As Fremgangsmåte for sementering av gass- og oljebrønner samt sementslurry
US8586512B2 (en) 2007-05-10 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-clay
US9206344B2 (en) 2007-05-10 2015-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions and methods utilizing nano-particles
US9199879B2 (en) 2007-05-10 2015-12-01 Halliburton Energy Serives, Inc. Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
US9512351B2 (en) 2007-05-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
US8476203B2 (en) 2007-05-10 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods
US8685903B2 (en) 2007-05-10 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation compositions and associated methods
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US8496056B2 (en) 2007-07-25 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
US8490698B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US8119574B2 (en) * 2007-07-25 2012-02-21 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries and methods
US7784541B2 (en) * 2007-07-25 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US8490699B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US8209927B2 (en) 2007-12-20 2012-07-03 James Hardie Technology Limited Structural fiber cement building materials
US7833947B1 (en) 2009-06-25 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery
US7923415B2 (en) * 2009-08-31 2011-04-12 Schlumberger Technology Corporation Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid
US20110198089A1 (en) * 2009-08-31 2011-08-18 Panga Mohan K R Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
RU2457319C2 (ru) * 2010-07-05 2012-07-27 Геннадий Николаевич Позднышев Способ глушения нефтегазовых скважин на глубоководных морских месторождениях
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
CN103224772B (zh) * 2013-04-08 2015-09-09 中国石油天然气股份有限公司 一种固井水泥浆、其制备方法及用途
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
US9796622B2 (en) 2013-09-09 2017-10-24 Saudi Arabian Oil Company Development of high temperature low density cement
CN105462571B (zh) * 2015-11-16 2018-06-29 中国石油大学(华东) 一种低温固井水泥浆体系及组成

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3902911A (en) * 1972-05-01 1975-09-02 Mobil Oil Corp Lightweight cement
US4002482A (en) * 1975-02-14 1977-01-11 Jenaer Glaswerk Schott & Gen. Glass compositions suitable for incorporation into concrete
US4252193A (en) * 1979-06-11 1981-02-24 Standard Oil Company (Indiana) Low density cement slurry and its use
US4234344A (en) * 1979-05-18 1980-11-18 Halliburton Company Lightweight cement and method of cementing therewith
US4305758A (en) * 1979-06-11 1981-12-15 Standard Oil Company (Indiana) Low density cement slurry and its use
US4370166A (en) * 1980-09-04 1983-01-25 Standard Oil Company (Indiana) Low density cement slurry and its use
CA1195346A (en) * 1982-04-30 1985-10-15 Lloyd B. Spangle Lightweight cement slurry and method of use
NO158499C (no) * 1985-09-03 1988-09-21 Elkem As Hydraulisk sementoppslemming.
US5121795A (en) * 1991-01-08 1992-06-16 Halliburton Company Squeeze cementing
US5346550A (en) * 1992-02-05 1994-09-13 Halliburton Company Low temperature well cementing compositions and methods
US5783297A (en) * 1995-08-16 1998-07-21 Cemcom Corporation Materials for shock attenuation
MY119906A (en) * 1996-06-18 2005-08-30 Sofitech Nv Cementing compositions and applications of such compositions to cementing oil (or similar) wells.
FR2770517B1 (fr) * 1997-11-03 1999-12-03 Bouygues Sa Laitier de cimentation d'un puits, notamment d'un puits petrolier

Also Published As

Publication number Publication date
NO20012352L (no) 2001-07-05
GB0111449D0 (en) 2001-07-04
GB2362881A (en) 2001-12-05
CA2350545C (en) 2008-02-26
WO2000029351A1 (fr) 2000-05-25
US6656265B1 (en) 2003-12-02
AU1241999A (en) 2000-06-05
GB2362881B (en) 2002-08-14
NO326424B1 (no) 2008-12-01
NO20012352D0 (no) 2001-05-11
EA200100535A1 (ru) 2001-10-22
CA2350545A1 (en) 2000-05-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA002938B1 (ru) Цементирующая композиция и ее применение для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений
US7393814B2 (en) Methods, cement compositions and oil suspensions of powder
US6060535A (en) Cementing compositions and applications of such compositions to cementing oil (or similar) wells
US5588489A (en) Lightweight well cement compositions and methods
EP1078897B1 (en) Early enhanced strength cement composition
US6814798B2 (en) Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods
US6562122B2 (en) Lightweight well cement compositions and methods
US5571318A (en) Well cementing methods and compositions for use in cold environments
CA2209232C (en) Resilient well cement compositions and methods
RU2415092C2 (ru) Цементный раствор с низким соотношением вода:цемент
NO305238B1 (no) Br°nnsementblanding med forbedrede egenskaper og fremgangsmÕte for sementering av en underjordisk sone
RU2464408C2 (ru) Цементные композиции с низкой теплотой гидратации и способы их применения
CA2469898C (en) Well cementing compositions for cold environment
US4200153A (en) Method for cementing high temperature wells
CA2576927C (en) Stable and biodegradable foamed cement slurries, additives and methods
JPH0699171B2 (ja) 地熱井用セメント組成物
US11680197B2 (en) Pozzolanic by-product for slurry yield enhancement
NZ535117A (en) Lightweight well cement compositions and methods
WO2020217967A1 (ja) 坑井用セメントスラリー用添加剤とその保管方法、坑井用セメントスラリー、及び坑井用セメンチング工法
CA2490523C (en) Well cementing compositions and methods

Legal Events

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

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

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

Designated state(s): KZ RU