EA003151B1 - Цементирующие составы и способы применения таких составов для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений - Google Patents

Цементирующие составы и способы применения таких составов для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений Download PDF

Info

Publication number
EA003151B1
EA003151B1 EA200100914A EA200100914A EA003151B1 EA 003151 B1 EA003151 B1 EA 003151B1 EA 200100914 A EA200100914 A EA 200100914A EA 200100914 A EA200100914 A EA 200100914A EA 003151 B1 EA003151 B1 EA 003151B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
cement
volume
slurry
range
particles
Prior art date
Application number
EA200100914A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200100914A1 (ru
Inventor
Пьер Маруа
Слаэддин Кефи
Йоахим Шульц
Андре Гарнье
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 EA200100914A1 publication Critical patent/EA200100914A1/ru
Publication of EA003151B1 publication Critical patent/EA003151B1/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
    • 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
    • C09K8/428—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for squeeze cementing, e.g. for repairing
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C09K8/473—Density reducing additives, e.g. for obtaining foamed cement compositions

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Porous Artificial Stone Or Porous Ceramic Products (AREA)
  • Edible Oils And Fats (AREA)

Abstract

Изобретением создан способ цементирования нефтяной скважины или подобного сооружения, содержащий подачу цементного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество, и вспенивание цементного раствора до предоставления ему возможности схватывания. Содержание воды в используемом цементном растворе очень низкое (менее 50 об.% для составов на основе обычного цемента и менее 72 об.% для составов на основе микроцемента).

Description

Настоящее изобретение относится к технологиям цементирования, используемым в гражданском и промышленном строительстве и, более конкретно, при бурении нефтяных скважин или подобных сооружений. Более точно, изобретение относится к цементирующим составам очень низкой плотности.
Существует широкий ряд направлений, где можно использовать легкий цемент. В гражданском и промышленном строительстве применение цемента низкой плотности может позволить создавать менее массивные подструктуры, которые не требовали бы армирования для поддержания веса цементной конструкции. Однако используемые в настоящее время легкие цементы обычно обладают достаточно низкими показателями, в частности, достаточно низкой прочностью на сжатие и очень высокой водопроницаемостью и, таким образом, ими только в редких случаях можно заменять обычные цементы, особенно с точки зрения гарантирования эксплуатации в течение требуемого срока службы.
При оборудовании нефтяных скважин выбор плотности цементного раствора зависит от ряда факторов. Основным назначением цементной структуры, размещенной между обсадной колонной и стенкой скважины, является изолирование различных геологических слоев, сквозь которые проходит скважина, и механическое упрочнение обсадной колонны. Цемент также защищает сталь обсадной колонны от коррозии путем ее пассивации. Для исключения какоголибо риска прорыва, плотность цемента следует подбирать так, чтобы давление в нижней части скважины было, по меньшей мере, равно поровому давлению в геологических формациях, через которые проходит скважина. Более конкретно, чем длиннее колонна, тем меньше должна быть плотность цементного раствора.
В дополнение к этому нижнему пределу, существует верхний предел плотности. Давление, воздействующее на породу (благодаря гидростатическому давлению, создаваемому цементной колонной, и падению давления, связанному с циркуляцией жидкости во время нагнетания раствора), должно быть меньше давления, которое порода может выдержать без разрушения. Это давление повышается с высотой цементной колонны. В общем, длина цементной секции должна быть, таким образом, ограничена плотностью цементного раствора, который можно использовать.
Так как цемент должен иметь минимальную плотность для того, чтобы обладать приемлемыми механическими свойствами, длина цементной секции очень часто ограничена давлением разрушения, если она не ограничена по другим причинам, например, инверсиями давления между геологическими слоями. Каждую новую секцию следует бурить меньшим диаметром, чем предыдущую секцию, чтобы иметь возможность опускать через секции, уже обору дованные обсадными колоннами, бурильный инструмент и трубы обсадной колонны; секция слишком малого диаметра для размещения комплекта инструмента может оказаться непригодной. По этой причине, если количество секций большое, то бурение должно быть начато с использованием секций большого диаметра в верхней части скважины, что приводит к большим дополнительным затратам из-за увеличения объема породы, которую следует бурить, и большему весу секций труб обсадной колонны из-за их большего диаметра. Конечно, известно цементирование секции, выполняемое в несколько этапов, для предотвращения сжатия скважины. Эта технология включает большие дополнительные затраты средств, и оборудование, требующееся для многостадийного цементирования, часто не очень надежно работает.
Цемент пониженной плотности был бы в таких случаях желателен для увеличения длины каждой секции, и в то же время его применение позволяло бы сохранять механические свойства затвердевшего цемента, достаточные для обеспечения долгосрочной изоляции.
Настоящим изобретением созданы составы легких цементов с хорошими механическими свойствами, водонепроницаемостью и хорошими адгезионными свойствами.
В отношении цементов, используемых в нефтяных скважинах, для снижения плотности цементного раствора наиболее часто применяют технологию, заключающуюся в добавлении большего количества воды и модифицирующих агентов, предназначенных для предотвращения выпадения частиц и/или образования свободной воды на поверхности раствора. При такой технологии в большой степени снижается прочность на сжатие цемента, повышается его водопроницаемость и снижается способность адгезии цемента к несущим конструкциям. По этим причинам такая технология не может быть использована для изготовления цемента с плотностью меньше порядка 1300 кг/м3 и поддержания изоляции геологических слоев, а также обеспечения достаточной прочности обсадной колонны.
Другой обычный способ получения облегченного цемента содержит приготовление цементного раствора, содержащего поверхностноактивные вещества (ПАВ), и введение газа, например, воздуха или азота, в цементный раствор до его схватывания. Количество вводимого газа таково, что оно обеспечивает получение цемента требуемой плотности. Количество газа может быть таким, что получаются вспененные цементы. Качество пены может быть определено для таких систем, как отношение объема газа к объему вспененного продукта, а вспучивание как отношение увеличения объема в результате вспенивания к объему пены. Эта технология немного менее энергоемкая, чем предыдущая технология, так как плотность газа меньше плотности воды, и поэтому требуется меньше добавлять. Однако плотность цемента на практике ограничена плотностями более 1100 кг/м3 для применения в нефтедобывающей промышленности даже тогда, когда начинают с приготовления цементного раствора, который был ранее облегчен водой. При превышении определенного значения качества пены стабильность пены снижается очень быстро, и прочность на сжатие затвердевшего вспененного цемента становится слишком низкой, а его водопроницаемость становится слишком высокой, что ведет к снижению срока его службы в среде горячей воды, содержащей ионы, агрессивные по отношению к цементу в большей или меньшей степени. По этой причине следует обратиться к патенту США № 5696059, поскольку в нем описан вспененный цемент с плотностью 1170 кг/м3, качество пены которого находится в пределах 30-35% и который в возрасте 24 ч обладает прочностью на сжатие всего 4,2 МПа, в то время как температура твердения превышает 100°С, а смесь содержит микроцемент и кремнезем.
Авторы настоящего изобретения установили, что очень легкие, обладающие превосходными качествами вспененные цементы получают путем сильного вспенивания плотных цементных растворов с очень низким содержанием воды, для обеспечения хороших механических свойств и очень низкой водопроницаемости, в противоположность применяемым в настоящее время способам и тем, которые на первый взгляд представляются более рациональными, а именно, способам, в которых используют цементные растворы, уже обладающие низкой плотностью, затворенные водой. Эти более плотные цементные растворы сохраняют более высокие показатели качества пены и образуют стабильные пены. И наконец, при идентичной плотности вспененного цемента механические свойства вспененного цемента, полученного согласно изобретению, лучше, они обладают меньшей водопроницаемостью, повышена их адгезивная способность по отношению к трубам обсадной колонны и к геологическим формациям.
В первом варианте исполнения изобретения предложены цементные растворы, основанные на обычном цементе, причем перед вспениванием исходный цементный раствор должен содержать ПАВ для стабилизации пены, и он отличается малым содержанием воды; в общем, первоначальное содержание воды не должно превышать 50 об.% невспененного цементного раствора, а предпочтительно - менее 45 об.%, и более предпочтительно - около 40 об.%. В некоторых случаях содержание воды может быть еще более снижено, но в общем цементный раствор с содержанием воды менее 33 об.% не используют, так как становится очень сложно достичь необходимую реологию. Жидкую долю добавок, когда они представляют собой жидкость, или твердых растворимых веществ вычисляют как часть объема жидкости вместе с затворяющей водой. В противоположность этому, если жидкие добавки содержат нерастворимые частицы в виде суспензии, то объем этих частиц считают как часть остальных твердых веществ.
Под термином обычный цемент здесь понимают цемент со средним диаметром частиц, который в общем близок к 20 мкм при максимальном размере частиц, который может достигать 100 мкм, и удельной поверхностью единицы массы, определяемой по тесту на воздухопроницаемость (тонина по Блейну), которая обычно находится в пределах 0,2 - 0,4 м2/г. Весь коммерчески реализуемый портландцемент (марок А - Н) может быть использован для применения в нефтяных скважинах, но цементы марки С предпочтительны для настоящего изобретения.
Низкое содержание воды в комбинации с хорошей реологией может быть достигнуто путем добавления грубых частиц; под термином грубые частицы здесь понимают частицы с размерами, которые обычно в 5 - 50 раз превышают размеры частиц обычных порландцементов, используемых в цементах для нефтяных скважин, или, другими словами, частиц с размерами в пределах 100 мкм - 1 мм. Такие грубые частицы предпочтительно являются легкими частицами, например, полыми сферическими частицами или частицами, изготовленными из пластиков или эластичных материалов. Однако для получения вспененного цемента с плотностью более 900 кг/м3, по соображениям экономии и обеспечения более высокой прочности на сжатие, можно использовать сплошные грубые частицы с размерами менее 1 мм, состоящие, например, из кремнезема или карбонатов натуральной извести или любых других малорастворимых минеральных веществ, которые могут быть или не быть реакционноспособными в воде цементного раствора.
Высококачественные плотные цементные растворы с пониженным содержанием воды, которые тем не менее обладают достаточной текучестью, чтобы их можно было нагнетать без чрезмерного падения давления, предпочтительно получают в соответствии с Европейским патентом № 621247А или заявкой РСТ/РК.98/02429, причем в дополнение к цементу они содержат группу грубых частиц с типичным диаметром в пределах 200 - 800 мкм и группу тонких частиц с типичным диаметром в пределах 0,5-5 мкм, и выборочно другие группы более грубых или более тонких частиц, причем каждая группа частиц имеет пределы размеров зерна, которые отличаются от пределов размеров зерна других групп, а средний диаметр частиц отличается коэффициентом порядка 5 - 20, и соответствующие соотношения долей частиц разных групп таковы, что компактность смеси является максимальной или, по меньшей мере, близка к ее теоретическому максимуму.
Обычно доля твердого вещества в таких цементных растворах с пониженным содержанием воды, составляет 35 - 65 об.% грубых частиц, 20 - 45 об.% портландцемента и 5 - 25 об.% микрочастиц. В более предпочтительном варианте исполнения доля твердого вещества составляет 55 об.% мелкого песка со средним размером частиц 300 мкм, 35 об.% портландцемента и 10 об.% мелкого кремнезема.
Можно также начинать с многочастных цементных растворов, аналогичных тем, которые описаны в Европейском патенте № 621247А, с распределением частиц с размерами, которые превышают размеры частиц цемента, причем функции грубых частиц выполняют пузырьки пены.
Во втором варианте исполнения изобретения плотные цементные растворы предпочтительно получают в соответствии с Европейской заявкой № 0748782А или Французской заявкой на патент № 9815570. Эти цементные растворы, которые особенно пригодны для операций заполнения цементным раствором под давлением, тампонирования или упрочнения слабых геологических формаций, основаны на микроцементе, а не на обычном цементе.
Под термином микроцемент здесь понимают цемент с максимальным размером частиц в пределах 6-12 мкм, предпочтительно - в пределах 8-11 мкм, со средним диаметром частиц в несколько микрон, обычно - 4 мкм для коммерчески реализуемых тестированных микроцементов, и удельной поверхностью единицы массы, определяемой тестом на воздухопроницаемость (тонина по Блейну), которая составляет более 0,6 м2/г, предпочтительно - более 0,7 м2/г, а еще более предпочтительно - близко к 0,8000 м2/г.
В большей части случаев в нефтедобывающей промышленности, где используют микроцемент, применяют соединения, полученные из шлака, который содержит 45% извести, 30% кремнезема, 10% глинозема, 1% окисей железа и 5-6% окиси марганца (только основные окиси здесь упомянуты; эти соотношения могут, конечно, несколько изменяться в зависимости от поставщика). Микроцементы с химическим составом, который соответствует портландцементу марки О, также коммерчески поставляются; они обычно содержат около 65% извести, 22% кремнезема, 4% глинозема, 4% окисей железа и менее 1% окиси марганца. Два этих типа материалов или смеси двух этих материалов можно использовать в этом втором варианте исполнения изобретения.
Для получения цементных растворов, основанных на микроцементе, количество используемой воды неизбежно выше, чем при получении цементных растворов, основанных на обычном цементе. Таким образом, для получе ния цементных растворов согласно изобретению объем используемой воды составляет менее 72%, предпочтительно - в пределах 58 - 70%. Очевидно, что ПАВ может быть также добавлен для стабилизации пены. Это содержание воды значительно выше, чем в случае, когда готовят цементный раствор, основанный на обычном цементе, но объем жидкости тем не менее заметно меньше, если сравнивать с обычно используемым количеством для получения цементных растворов, основанных на микроцементе, обычно используемых для операций заполнения цементным раствором под давлением, в частности, для впрыскивания в трещины, когда содержание воды составляет более 75% (количество добавляемой воды составляет как минимум 100% массы цемента) и обычно близко к 80% объема раствора. Это представляет собой отличительную особенность изобретения, а именно, вспенивание плотного цементного раствора.
При применении цементных растворов, основанных на микроцементе, приготовленных в соответствии с Европейской заявкой на патент № 0748782А или Французской заявкой на патент № 9815570 (плотность 1650 - 1800 кг/м3 для обычных цементных растворов для операций заполнения цементным раствором под давлением), в дополнение к характеристикам, упомянутым выше, пена обладает тем преимуществом, что не проникает в очень пористую среду, например, коллекторскую породу. Авторы настоящего изобретения неожиданно установили, что, несмотря на более высокий предел текучести из-за вспенивания, эти пены обладают значительно более высокой способностью к проникновению в пористые трещины в сравнении с обычными невспененными цементными растворами для заполнения цементным раствором под давлением, и только очень незначительно меньшей аналогичной способностью в сравнении с невспененными цементными растворами, описанными в вышеуказанных заявках на патенты № 621247 и № 9815570.
Такие цементные растворы представляют собой жидкость на основе воды, диспергатор в растворе в водной фазе и выборочно другие жидкие добавки, микроцемент, т.е. цемент, представленный частицами с микронными размерами, и первую добавку, представленную частицами, которые в 5 - 100 раз, а предпочтительно - порядка в 10 раз, меньше частиц микроцемента. Обычно средний диаметр частиц, таким образом, находится в пределах 0,05 - 0,5 мкм, например, латекс, кремнеземный дым типа конденсата кремнезема, конденсат окислов марганца в тумане пигмента, некоторые типы тонкой сажи, углеродная сажа или некоторые микрогели полимеров, например, жидкости, потерявшие контролирующий агент, и выборочно, вторую добавку, представленную ультратонкими частицами, которые в 5 - 100 раз, а предпоч003151 тительно - порядка в 10 раз, меньше частиц первой добавки, например, диспергированные коллоидные кремнеземы или глиноземы (средний размер составляет 3-60 нм (нанометров), предпочтительно - 15 - 40 нм), или нанолатекс.
Предпочтительные составы смесей, известные из Европейского патента № 621247А, содержат 10 - 40% первой добавки и 5 - 30% ультратонких частиц, долю которых определяют относительно общего объема твердых частиц в составе смеси. Более конкретно, предпочтительны смеси, содержащие 50 - 75% микроцемента, 15-40% очень тонких частиц и 5 20% ультратонких частиц.
Предпочтительные смеси, известные из Французской заявки № 9815570, содержат водную фазу, микроцемент и водную суспензию, содержащую полимер типа винилацетата, полученный путем химического сшивания в ходе реакции при контролируемом перемешивании, поливиниловое соединение (ПВА) в растворе с би-или многофункциональными сшивающими реагентами, которые сшивают спиртовые группы (первичные, вторичные или третичные), причем молярная концентрация упомянутого сшивающего реагента относительно остатков мономера ПВА составляют в пределах 0,1 0,5%, нанолатекс и анионовое ПАВ (поверхностно-активное вещество) с температурой помутнения выше 80°С.
Следует отметить, что при каких-либо вариациях присутствие очень тонких частиц, как описано в упомянутых выше патентах, способствует стабилизации пены и можно достичь более высоких показателей качества пены, чем при использовании обычных пенообразующих добавок и добавок, стабилизирующих пену. Также можно начать с цементных растворов, полученных путем приготовления суспензий твердых частиц (минеральных частиц, цементов, микроцементов, органических частиц, например латексов или полимерных микрогелей), для которых кривая распределения размеров смеси частиц имеет форму логарифма накопленной частоты частиц, так как логарифмическая функция размера частицы представляет собой, по существу, прямую линию, при условии, что они содержат микроскопические частицы, хотя они менее предпочтительны, чем предыдущие соединения, так как компактность доли твердых частиц ниже, т. е. минимальный объем, занимаемый твердыми частицами цементного раствора, больше, чем в предшествующем случае, что означает, что использовано большее количество воды.
Таким образом, можно получать вспененные цементы с плотностью менее 660 кг/м3, которые обладают механическими свойствами, водонепроницаемостью и адгезивной способностью, подходящими для применения в нефтедобывающей промышленности. Теплоизоляционные свойства этих пеномасс с очень высокими показателями качества пены также сильно улучшены благодаря введению большего количества газа (воздух или азот обычно предпочтительны, потому что легче использовать на месте, и из-за их стоимости), а также значительно снижено выделение тепла во время твердения благодаря малому количеству цемента и растворению газом, что является особенно благоприятным фактором при цементировании в зонах вечной мерзлоты. Хорошие теплоизоляционные свойства также благоприятны при использовании цемента в очень глубоких скважинах, в частности тогда, когда секции скважины, расположенные наиболее близко к поверхности, не были зацементированы цементными растворами, содержащими кремнезем, но должны тем не менее выдерживать жесткую циркуляцию при высокой температуре.
Известные ПАВ добавляют для образования и стабилизации цементных пеномасс. Могут быть введены и другие добавки, например, любые обычные цементы, строительные растворы и бетонные добавки, за исключением, конечно, противовспенивающих добавок. Примерами могут служить диспергаторы (также известные как суперпластификаторы), средства, препятствующие гелеобразованию, вещества, удерживающие воду, замедлители (предназначенные для регулирования времени схватывания при температурах выше 60°С) или ускорители (предназначенные для регулирования времени схватывания при низких температурах).
Способы приготовления пеномассы, которые также хорошо известны, не составляют части настоящего изобретения. Используют существующие способы. Качество пены регулируют как функцию плотности исходного цементного раствора для достижения требуемой плотности пены. Однако качество пены не должно превышать значения 65%, выше которого ограничена стабильность пены и ее свойства быстро ухудшаются, становясь слишком низкими (прочность на сжатие, водонепроницаемость). Условие работы оборудования для получения пены и количество ПАВ регулируют так, чтобы размер пузырьков не превышал 7 мм, предпочтительно - 3 мм. Настоящее изобретение проиллюстрировано следующими примерами.
Пример 1.
Сравнивали свойства четырех цементных растворов.
Цементный раствор А (согласно изобретению).
Приготовили смесь порошков, состоящую из 55 объем.% мелкозернистого песка со средним размерам частиц 300 мкм, 35 об.% портландцемента марки О и 10 об.% мелкозернистого кремнезема со средним размером частиц 3 мкм. Воду и добавки [замедлитель на базе очищенных лигносульфонатов (0801), поставляемый фирмой БсЫишЬетдет Όο\\ό11. в количестве 4,5 мл на кг твердой смеси (3,785 л на мешок массой 42,637 кг смеси или, другими словами,
0,0888 л добавки на 1 кг смеси, вещество АМР8 (алкиламидометилпропансульфонат) на полимерной базе для удерживания воды (Ό158), поставляемое фирмой 8сЫитЬегдег Бо^с11. в количестве 13,3 мл на кг твердой смеси, и суперпластификатор на базе полинафталенсульфоната (Ό80), поставляемый фирмой 8сЫитЬегдег Бо^еИ, в количестве 1,8 мл на кг твердой смеси] смешали с этим порошком так, чтобы доля жидкости в цементном растворе составляла 40 об.%.
Плотность цементного раствора составляла 2115 кг/м3. Реология цементного раствора характеризовалась ее пластической вязкостью (Пв) (спуаз или мПа-с), коэффициент пересчета составлял 1; пределом текучести (Пт) (в фунтах на 100 кв. футов, преобразование в Паскали производили умножением на 0,478803), принимая, что цементный раствор был вязкопластичной жидкостью. Предел текучести цементного раствора А составлял 5,3 Па, а пластическая вязкость составляла 159 мПа-с. Время загустевания при 85°С составило 5 ч 40 мин. Не было ни свободной воды, ни отстоя при использовании стандартного теста Американского нефтяного института.
Цементный раствор В (согласно настоящему изобретению).
Приготовили смесь порошков. Она состояла из 55 об.% полых сфер со средним размером 170 мкм, 35 об.% портландцемента марки О и 10 об.% мелкозернистого кремнезема со средним размером частиц 3 мкм. Воду и добавки [вещество (АМР8) на полимерной базе для удерживания воды (Ό159), поставляемое фирмой 8сЫитЬегдег Бо^е11, в количестве 8 мл на кг смеси и суперпластификатор на базе полинафталенсульфоната (Ό80) в количестве 4,5 мл на кг смеси] смешали с этим порошком так, чтобы доля жидкости в цементном растворе составляла 40 об.%.
Плотность этого цементного раствора составляла 1465 кг/м3. Не было ни свободной воды, ни отстоя при использовании стандартного теста Американского нефтяного института.
Цементный раствор С (сравнительный пример).
Этот пример соответствует современной технологии приготовления цементных растворов средних плотностей. Воду и добавки [замедлитель, на базе очищенных лигносульфонатов (Ό801) в количестве 4,5 мл на кг цемента, вещество (АМР 8) на полимерной базе для удерживания воды (Ό158) в количестве 13,5 мл на кг смеси и суперпластификатор на базе полинафталенсульфоната (Ό80) в количестве 1,78 мл на кг смеси] смешали с портландцементом марки О так, чтобы получился цементный раствор плотностью 1900 кг/м3, т.е. доля жидкости составляла 58 об.%.
Раствор Ό (сравнительный пример).
Цементный раствор соответствует технологии приготовления цементных растворов низких плотностей. Приготовили смесь порошков. Она содержала цемент марки О с добавлением бентонита, составлявшего 10 мас.% цемента. Воду добавили в указанную выше смесь порошков так, чтобы плотность цементного раствора составляла 1575 кг/м3, т.е. доля жидкости составляла 73,8 об.%.
Для вспенивания этих цементных растворов добавляли обычные ПАВ, поставляемые фирмой 8сЫитЬегдег Бо^е11, марки Ό139 (водный раствор алкоксилатов, метанола и полигликолей) и марки Б052.1 (ПАВ на основе этанола, пропиленгликоля и солей жирных спиртов сульфата аммония) в пропорции 1:1). Количество зависело от качества пены. Больше ПАВ добавляли для получения большего значения качества пены. 7,46 мл на кг твердой смеси было использовано для получения цементного раствора с качеством пены 50%.
Плотность 1200 1080 960 840 720
Раствор А К 43% 49% 55%
Пс 27,6 24 20,6
В 0,8 1 1,5
Раствор В К 35% 43% 51%
Пс 16 13,5 11
В 1,2 1,6 2,4
Раствор С К 37%
Пс 20
В 6
Раствор ϋ К 31% 39%
Пс 5,5 4,8
В 50 70
В таблице плотность выражена в кг/м3. К означает качество пены и выражено в процентах по объему. Пс означает прочность на сжатие через 24 ч после схватывания, МПа. В означает водопроницаемость затвердевшего бетона, микроДарси.
Из таблицы видно, что вспененные цементные растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, обладали прочностью на сжатие, которая была существенно выше, а водопроницаемость их была значительно ниже, чем у обычных вспененных цементных растворов с аналогичной плотностью.
Пример 2.
В этом примере в цементный раствор были введены субмикронные частицы, в данном случае частицы латексного типа размером 150 нм, составлявшие 50 объем.% водной суспензии. Следует отметить, что латекс может быть заменен минеральными частицами (кремнеземный дым или пигментный дым в суспензии) или представлен микрогелями сшитого полимера, как это описано в Европейском патенте № 0705850А или публикации Международной заявки №О98/35918.
Цементный раствор Е
Смесь порошков была точно такой же, как и в цементном растворе А. Воду, латекс в количестве 1,514 л (0,4 галлона) на мешок смеси и добавки [замедлитель на базе очищенных лигносульфонатов (Ό800) в количестве 0,15 мас.% твердой смеси и суперпластификатор (Ό80) на базе полинафталенсульфоната в количестве 0,12 мас.% твердой смеси] смешали с этим порошком так, чтобы получить цементный раствор с содержанием жидкости 40 об.%.
Плотность этого цементного раствора составляла 2090 кг/м3. Его реология характеризовалась следующими показателями:
пределом текучести 1484,29 Па (31 фунт/кв.фут) и пластической вязкостью - 68 спуаз, используя модель вязкопластичной жидкости. Время загустевания при температуре 102°С составляло 4 ч 00 мин. Не было ни свободной воды, ни отстоя при использовании стандартного теста Американского нефтяного института.
Плотность 1320 1080 960
Раствор Е (согласно изобретению) К 35% 49% 55%
Пс 17,2 13,1 11
В 0,2 0,3 0,5
Единицы измерения и обозначения такие же, как и те, которые были использованы ранее.
Из таблицы видно, что прочность на сжатие была несколько ниже, чем в примере 1, но все еще вполне приемлемая. В противоположность этому, водопроницаемость была значительно ниже, что является благоприятным показателем с точки зрения устойчивости бетона к химическому воздействию жидкостей, например, подземной воды или кислотных растворов, выходящих во время эксплуатации скважины, для увеличения валового объема производства.
Пример 3.
В этом примере базовый цементный раствор соответствовал по составу смеси, описанному в предыдущих патентах более подробно и предназначенному для цементирования при очень низкой температуре, когда требуется сокращенное время загустевания и быстрое достижение прочности на сжатие.
Цементный раствор Е
Состав смеси порошков был таким же, как и состав цементного раствора В, за исключением того, что мелкозернистый кремнезем был заменен тем же количеством (по объему) микроцемента ЭусксгйоГГ М1кгобиг РЦ, а именно 10 об.%. Воду, сшитые полимерные микрогели в количестве 0,378 л (0,1 галлона) на мешок смеси и добавки [суперпластификатор на базе полимеламинсульфоната (Ό145Α) в количестве 0,568 л (0,15 галлона) на мешок твердой смеси] смешали с этим порошком так, чтобы получить цементный раствор с содержанием жидкости 42 об.%.
Плотность цементного раствора составляла 1480 кг/м3. Время загустевания при температуре 10°С составляло 5 ч 20 мин. Не было ни свободной воды, ни отстоя при использовании стандартного теста Американского нефтяного института.
Плотность 960 745 660
К 35% 50% 55%
Пс через 24 ч 5,2 3,9 3,5
Пс через 48 ч 12,1 9,0 7,9
Пс через 89 ч 15 11 9,6
В 0,3 0,6 0,7
Единицы измерения и обозначения такие же, как и в предыдущем примере. Прочность на сжатие (Пс) регистрировали через 24, 48 и 89 ч. Измерение прочности проводили при температуре 10°С.
Повышение прочности на сжатие происходило намного медленнее, чем в предыдущих примерах. Это происходило из-за очень низкой температуры, из-за которой снижалась скорость гидратации цемента, и из-за чрезвычайно низких плотностей бетона.
Эти цементные растворы особенно подходят для цементирования на очень большой глубине под водой, где очень низкая температура и геологические формации дна моря очень нестабильные. Плотность цемента для оборудования скважин на очень большой глубине под водой должна быть даже ниже, чем для других скважин, так как глубина дна моря означает, что существует большая глубина цементного раствора в обсадной колонне и, следовательно, высокое давление, воздействующее на нижнюю часть слабой геологической формации. Из таблицы видно, что, несмотря на все это, прочность на сжатие через 24 ч была приемлемой, означая, что буровой инструмент можно повторно вводить, и прочность продолжает повышаться до значений, которые могут гарантированно обеспечивать хорошую опору. Также можно увидеть, что водопроницаемость была очень низкой.
Пример 4.
В этом примере состав порошка цементного раствора С был аналогичен составу цементного раствора Е. Органические добавки были другими, так как его подвергали воздействию температуры 143°С, чтобы привести его к условиям, сравнимым с теми, которые описаны в патенте США № 5696059, упомянутом в примере 2, обозначенном в таблице.
Цементный раствор С
Состав смеси порошка был таким же, как и в случае цементного раствора Е. Добавляли диспергатор полинафталенсульфонат в количестве 0,0378 л (0,01 галлона) на мешок твердой смеси и замедлитель схватывания (Ό161) в количестве 2,271 л (0,6 галлона) на мешок твердой смеси. Замедлитель добавляли для регулирования времени схватывания бетона при темпера13 туре 143°С. Использовали те же ПАВ для образования пены, что и во всех предыдущих примерах.
Качество пены 0% 35% 50%
Раствор Е (согласно изобретению) Плотность (кг/м3) 2080 1350 1040
Время загустевания при 126,7°С 5 ч 24 мин
Реология Пт/Пс (спуаз) 11,01/87
Пс через 24 ч при 143,3°С 60 30 22
Раствор по патенту США № 5696059 Плотность (кг/м3) 1800 1170
Время загустевания при 126,7°С 6 ч 14 мин
Реология Пт/Пс (спуаз) 54,58/92
Пс через 24 ч при 143,3°С 4,2
Единицы измерения и обозначения такие же, как и в предыдущем примере.
Из таблицы видно, что реология невспененного цементного раствора Е имела значительно более низкие показатели, чем реология цементного раствора по патенту США № 5696059 даже при том, что плотность его была выше. Прочность на сжатие через 24 ч цементного раствора Е была намного выше, чем цементного раствора по указанному патенту даже при том, что сравнение производили при одинаковом качестве пены или одинаковой плотности пены. В частности, прочность на сжатие через 24 ч вспененного цементного раствора Е при качестве пены 50% следовало сравнивать с цементным раствором по патенту США № 5696059. Она была существенно выше даже при том, что плотность была ниже (1040 кг/м3 против 1170 кг/м3).
Пример 5.
Этот пример охватывает области применения с использованием цементных растворов, в которых нет частиц грубее частиц цемента, который использован в этих цементных растворах. Пузырьки пены действуют в их устойчивом состоянии. Для примера мы выбрали цементный раствор, приготовленный в соответствии с Европейским патентом № 621247.
Цементный раствор Н
Использовали микроцемент δρίηοτ А12. Добавили 9,084 л (2,4 галлона) на мешок цемента к добавке в соответствии с Французской заявкой на патент № 9815570. Добавили диспергатор (И 145 А) на базе полимеламинсульфоната в количестве 1,968 л (0,52 галлона) на мешок цемента. Добавки, использовавшиеся для вспенивания цементного раствора и стабилизации пены, были теми же, что и во всех предыдущих примерах, т.е. И139 и Е052,1, которые добавляли в количестве 0,3785 л (0,1 галлона) на мешок цемента. Качество пены составляло 43%.
Качество пены, % 0 43
Раствор Н (согласно изобретению) Плотность (кг/м3) 1690 960
Реология, Пт/Пс Па/мПа-с 1,24/44,2
Время загустевания при 76,7°С 5 ч
Пс через 24 ч, МПа 4,1
Единицы измерения и обозначения такие же, что и в предыдущем примере.
Этот тип цементного раствора предназначен, помимо прочего, для заполнения цементным раствором под давлениями, заделки трещин, заполнения пустот с очень маленькими отверстиями, для впрыска и для тампонирования пористых стен для удерживания на месте гелей в пористой среде. При использовании невспененных цементных растворов, которые обладают удивительной способностью проникновения даже в проницаемую среду, в некоторых случаях может возникнуть опасение, что они также проникнут в пористую геологическую формацию, если проницаемость будет превышать 1 Дарси, и повредят их. Известно, что пены обладают значительно меньшей способностью к проникновению в поры из-за их высокого предела текучести. Следовательно, может возникнуть опасение, что проникновение в проницаемые трещины будет также снижено. Мы использовали аппараты, описанные в Европейском патенте № 621247, для проверки этого явления. Совершенно неожиданно было установлено, что проникновение было очень хорошим. Пена проходила по всей длине (23 см) щели шириной 150 мкм до выхода на другом краю щели. Пена все еще хорошо расширялась на выходе из щели и, следовательно, создавала давление на стенки. Это явление чрезвычайно важно для обеспечения хорошего уплотнения.

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ цементирования нефтяной скважины или подобного сооружения, содержащий следующие этапы:
    а) приготовление цементного раствора, содержащего цемент, поверхностно-активное вещество и воду;
    б) вспенивание цементного раствора путем введения в него газа;
    в) подачу цементного раствора в скважину и предоставление возможности его схватывания, отличающийся тем, что содержание воды в цементном растворе составляет менее 50 об.% до вспенивания.
  2. 2. Способ по п.1, содержащий этап приготовления цементного раствора с содержанием воды 33-45 об.% до вспенивания.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором этап приготовления цементного раствора включает обеспечение твердой фракции, представленной следующим:
    а) частицами со средним диаметром в пределах 200-600 мкм - 35-65 об.%;
    б) портландцементом - 20-45 об.%;
    в) частицами со средним диаметром в пределах 0,5-5,0 мкм - 5-25 об.%.
  4. 4. Способ цементирования нефтяной скважины или подобного сооружения, содержащий следующие этапы:
    а) приготовление цементного раствора, содержащего микроцемент с максимальным размером частиц в пределах 6-12 мкм, со средним диаметром частиц в несколько микрон и с удельной поверхностью единицы массы, определяемой тестом на воздухопроницаемость (тонина по Блейну), составляющей более 0,6 м2/г, поверхностно-активное вещество и воду;
    б) вспенивание цементного раствора путем введения в него газа;
    в) подачу цементного раствора в скважину и предоставление возможности его схватывания, отличающийся тем, что содержание воды в цементном растворе составляет до вспенивания менее 72 об.%.
  5. 5. Способ по п.4, содержащий этап приготовления цементного раствора с содержанием воды до вспенивания 58-70 об.%.
  6. 6. Способ по п.4 или 5, включающий этап приготовления цементного раствора, содержащего твердую фракцию, состоящую из 50-75 об.% микроцемента, 15-40 об.% частиц со средним диаметром в пределах 0,05-0,5 мкм и 0-20 об.% частиц со средним диаметром в пределах 3-60 нм.
  7. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, содержащий этап введения газа в цементный раствор так, чтобы качество пены было в пределах 30-65%.
  8. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, содержащий этап введения газа в цементный раствор одной или более добавок следующих типов: диспергатор, вещество, предотвращающее гелеобразование, вещество, удерживающее воду, ускоритель или замедлитель схватывания цементного раствора или стабилизатор пены.
EA200100914A 1999-02-25 2000-02-16 Цементирующие составы и способы применения таких составов для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений EA003151B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9902603A FR2790258B1 (fr) 1999-02-25 1999-02-25 Procede de cimentation et application de ce procede a des cimentations de reparation
PCT/EP2000/001246 WO2000050357A1 (en) 1999-02-25 2000-02-16 Cementing compositions and application of such compositions to cementing oil wells or the like

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200100914A1 EA200100914A1 (ru) 2002-02-28
EA003151B1 true EA003151B1 (ru) 2003-02-27

Family

ID=9542741

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200100914A EA003151B1 (ru) 1999-02-25 2000-02-16 Цементирующие составы и способы применения таких составов для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6874578B1 (ru)
EP (1) EP1159234B1 (ru)
AT (1) ATE288883T1 (ru)
AU (1) AU3155200A (ru)
CA (1) CA2364250C (ru)
DE (1) DE60018043D1 (ru)
DZ (1) DZ3124A1 (ru)
EA (1) EA003151B1 (ru)
FR (1) FR2790258B1 (ru)
ID (1) ID30433A (ru)
NO (1) NO334120B1 (ru)
WO (1) WO2000050357A1 (ru)

Families Citing this family (78)

* 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
US6562122B2 (en) 2000-09-18 2003-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight well cement compositions and methods
US6989057B2 (en) 2002-12-10 2006-01-24 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing cement composition
US7073584B2 (en) 2003-11-12 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads
US7156174B2 (en) * 2004-01-30 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Contained micro-particles for use in well bore operations
US8183186B2 (en) 2004-02-10 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Cement-based particulates and methods of use
US9512346B2 (en) * 2004-02-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement
US7559369B2 (en) * 2007-05-10 2009-07-14 Halliubrton Energy Services, Inc. Well treatment composition and methods utilizing nano-particles
US20060166834A1 (en) * 2004-02-10 2006-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids comprising substantially hydrated cement particulates
US20050241538A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads
US20050241545A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions
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
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
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
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
US8403045B2 (en) 2005-09-09 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations
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
US8505629B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US8522873B2 (en) 2005-09-09 2013-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Spacer fluids containing cement kiln dust 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
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
US8281859B2 (en) 2005-09-09 2012-10-09 Halliburton Energy Services Inc. Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size
US8950486B2 (en) 2005-09-09 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust 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
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
US8505630B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating spacer fluids and methods of use
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
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
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
US9809737B2 (en) 2005-09-09 2017-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use
US20070130608A1 (en) * 2005-12-05 2007-06-07 Samsung Electronics Co., Ltd. Method and apparatus for overlaying broadcast video with application graphic in DTV
US7789149B2 (en) * 2006-11-03 2010-09-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of servicing wellbore with composition comprising ultra low density thermatek® slurries
US8409344B2 (en) * 2007-02-26 2013-04-02 Metamateria Technologies Llc Cement and methods of preparing cement
US8685903B2 (en) * 2007-05-10 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation compositions and associated methods
US9199879B2 (en) 2007-05-10 2015-12-01 Halliburton Energy Serives, Inc. Well treatment compositions 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
US9512351B2 (en) 2007-05-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
US7784542B2 (en) * 2007-05-10 2010-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods
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
US8496056B2 (en) 2007-07-25 2013-07-30 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
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
US8490699B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
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
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US7784541B2 (en) * 2007-07-25 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
CN101134892B (zh) * 2007-10-09 2011-11-09 中国石油大学(华东) 深水固井水泥浆体系
AU2013206072B2 (en) * 2008-11-03 2015-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement
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
US8157009B2 (en) 2009-09-03 2012-04-17 Halliburton Energy Services Inc. Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US20160257872A9 (en) 2010-09-17 2016-09-08 Schlumberger Technology Corporation Solid state dispersion
CN101994497B (zh) * 2010-10-15 2013-09-18 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司 一种油气田区域探井固井水泥浆工艺
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
RU2471843C1 (ru) * 2011-05-11 2013-01-10 Лонест Холдинг Корп. Сероводородостойкий тампонажный раствор
RU2471845C1 (ru) * 2011-05-31 2013-01-10 Лонест Холдинг Корп. Информативная тампонажная смесь
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US8162058B1 (en) * 2011-10-27 2012-04-24 Halliburton Energy Services Inc. Slag compositions and methods of use
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
US20140151043A1 (en) 2012-12-03 2014-06-05 Schlumberger Technology Corporation Stabilized fluids in well treatment
US10202833B2 (en) 2013-03-15 2019-02-12 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing with exothermic reaction
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
CN103865501A (zh) * 2014-02-28 2014-06-18 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 盐穴储气库固井用低密度水泥浆
EP2933307A1 (en) * 2014-04-17 2015-10-21 Services Pétroliers Schlumberger Methods for cementing wells, using foamed cementing compositions
RU2601878C1 (ru) * 2015-09-04 2016-11-10 Закрытое акционерное общество "Октопус" Тампонажный раствор
US10954771B2 (en) 2017-11-20 2021-03-23 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods of initiating energetic reactions for reservoir stimulation
US20240059954A1 (en) * 2022-08-22 2024-02-22 Aramco Services Company Method of reacting co2 by emulsifying cement and use in oilwell cementing

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4871395A (en) * 1987-09-17 1989-10-03 Associated Universities, Inc. High temperature lightweight foamed cements
US5484019A (en) * 1994-11-21 1996-01-16 Halliburton Company Method for cementing in a formation subject to water influx
FR2735465B1 (fr) * 1995-06-13 1997-08-29 Schlumberger Cie Dowell Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
US5696059A (en) * 1996-01-31 1997-12-09 Halliburton Company Methods of preventing well cement stress failure
FR2749844B1 (fr) * 1996-06-18 1998-10-30 Schlumberger Cie Dowell Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
US5806594A (en) * 1997-03-31 1998-09-15 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for cementing a well

Also Published As

Publication number Publication date
NO20014115L (no) 2001-08-27
NO20014115D0 (no) 2001-08-24
ID30433A (id) 2001-12-06
FR2790258A1 (fr) 2000-09-01
US6874578B1 (en) 2005-04-05
EP1159234B1 (en) 2005-02-09
NO334120B1 (no) 2013-12-16
DE60018043D1 (de) 2005-03-17
CA2364250C (en) 2010-01-26
WO2000050357A1 (en) 2000-08-31
AU3155200A (en) 2000-09-14
EP1159234A1 (en) 2001-12-05
DZ3124A1 (fr) 2004-09-05
ATE288883T1 (de) 2005-02-15
FR2790258B1 (fr) 2001-05-04
EA200100914A1 (ru) 2002-02-28
CA2364250A1 (en) 2000-08-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA003151B1 (ru) Цементирующие составы и способы применения таких составов для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений
CA2380095C (en) A low-density and low-porosity cementing slurry for oil wells
EP1078897B1 (en) Early enhanced strength cement composition
RU2415092C2 (ru) Цементный раствор с низким соотношением вода:цемент
US6883609B2 (en) Permeable cements
US4933031A (en) Hydraulic cement slurry
CA2871595C (en) Foamed cement compositions containing metal silicides usable in subterranean well operations
US20040112255A1 (en) Very low-density cement slurry
CA2658692C (en) Methods of preparing settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents, and associated methods
US20040107875A1 (en) Low-density cementing slurry
CA2635925C (en) Cement blend
MXPA01008495A (en) Cementing compositions and application of such compositions to cementing oil wells or the like
WO1999036665A1 (en) Method for injecting of foamed concrete and a foamed concrete
CA2378541A1 (en) Using of stokes law cement slurries for improved well cementation
AU2002235782A1 (en) Very low-density cement slurry

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