MX2013005019A - Composiciones retardadas de cemento y metodos para la terminacion de pozos. - Google Patents
Composiciones retardadas de cemento y metodos para la terminacion de pozos.Info
- Publication number
- MX2013005019A MX2013005019A MX2013005019A MX2013005019A MX2013005019A MX 2013005019 A MX2013005019 A MX 2013005019A MX 2013005019 A MX2013005019 A MX 2013005019A MX 2013005019 A MX2013005019 A MX 2013005019A MX 2013005019 A MX2013005019 A MX 2013005019A
- Authority
- MX
- Mexico
- Prior art keywords
- lignosulfonate
- sodium
- gluconate
- compound
- compounds
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-M D-gluconate Chemical class OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-M 0.000 claims abstract 5
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical compound C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- -1 borate compound Chemical class 0.000 claims description 31
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 claims description 31
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 claims description 31
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 claims description 31
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 31
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 claims description 26
- CDMADVZSLOHIFP-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane;decahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.[Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 CDMADVZSLOHIFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- VDBWRPYJTWTTAQ-UHFFFAOYSA-N sodium (7-oxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonan-3-yl)oxy-oxoborane decahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.[Na+].[O-]B1OB2OB(OB=O)OB(O1)O2 VDBWRPYJTWTTAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229940050410 gluconate Drugs 0.000 claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 14
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 description 3
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 3
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 3
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 3
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 3
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 description 3
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- VPOLVWCUBVJURT-UHFFFAOYSA-N pentadecasodium;pentaborate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] VPOLVWCUBVJURT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 241000963673 Acartia tonsa Species 0.000 description 1
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- QFBYWORVYPLCIN-UHFFFAOYSA-N B([O-])([O-])OB([O-])[O-].[K+].[K+].[K+].[K+] Chemical compound B([O-])([O-])OB([O-])[O-].[K+].[K+].[K+].[K+] QFBYWORVYPLCIN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- 241001474374 Blennius Species 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OCUCCJIRFHNWBP-IYEMJOQQSA-L Copper gluconate Chemical class [Cu+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O OCUCCJIRFHNWBP-IYEMJOQQSA-L 0.000 description 1
- 241000206732 Skeletonema costatum Species 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 description 1
- WHMDKBIGKVEYHS-IYEMJOQQSA-L Zinc gluconate Chemical compound [Zn+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O WHMDKBIGKVEYHS-IYEMJOQQSA-L 0.000 description 1
- FZQSLXQPHPOTHG-UHFFFAOYSA-N [K+].[K+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 Chemical compound [K+].[K+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 FZQSLXQPHPOTHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GEHIGKKNPGCPQR-UHFFFAOYSA-N [Na+].[Na+].OB(O)O.OB(O)O.OB(O)O.OB(O)O.OB([O-])[O-] Chemical compound [Na+].[Na+].OB(O)O.OB(O)O.OB(O)O.OB(O)O.OB([O-])[O-] GEHIGKKNPGCPQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SYYIEUUXDUNUDD-UHFFFAOYSA-N [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] SYYIEUUXDUNUDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 229920005550 ammonium lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- XKGUZGHMWUIYDR-UHFFFAOYSA-N benzyl n-(3-fluoro-4-morpholin-4-ylphenyl)carbamate Chemical compound C=1C=C(N2CCOCC2)C(F)=CC=1NC(=O)OCC1=CC=CC=C1 XKGUZGHMWUIYDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000693 bioaccumulation Toxicity 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 239000004227 calcium gluconate Substances 0.000 description 1
- 229960004494 calcium gluconate Drugs 0.000 description 1
- 235000013927 calcium gluconate Nutrition 0.000 description 1
- 229920005551 calcium lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- NEEHYRZPVYRGPP-UHFFFAOYSA-L calcium;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanoate Chemical compound [Ca+2].OCC(O)C(O)C(O)C(O)C([O-])=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C([O-])=O NEEHYRZPVYRGPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RYAGRZNBULDMBW-UHFFFAOYSA-L calcium;3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfonatopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonate Chemical compound [Ca+2].COC1=CC=CC(CC(CS([O-])(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS([O-])(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O RYAGRZNBULDMBW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002402 hexoses Chemical class 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- GBHRVZIGDIUCJB-UHFFFAOYSA-N hydrogenphosphite Chemical class OP([O-])[O-] GBHRVZIGDIUCJB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- VRIVJOXICYMTAG-IYEMJOQQSA-L iron(ii) gluconate Chemical compound [Fe+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O VRIVJOXICYMTAG-IYEMJOQQSA-L 0.000 description 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- KHFVGGRBRAHSFE-UHFFFAOYSA-N nonapotassium;triborate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] KHFVGGRBRAHSFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PYUBPZNJWXUSID-UHFFFAOYSA-N pentadecapotassium;pentaborate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] PYUBPZNJWXUSID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002972 pentoses Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- JVUYWILPYBCNNG-UHFFFAOYSA-N potassium;oxido(oxo)borane Chemical compound [K+].[O-]B=O JVUYWILPYBCNNG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- NVIFVTYDZMXWGX-UHFFFAOYSA-N sodium metaborate Chemical compound [Na+].[O-]B=O NVIFVTYDZMXWGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MSXHSNHNTORCAW-GGLLEASOSA-M sodium;(2s,3s,4s,5r,6s)-3,4,5,6-tetrahydroxyoxane-2-carboxylate Chemical compound [Na+].O[C@H]1O[C@H](C([O-])=O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O MSXHSNHNTORCAW-GGLLEASOSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- DPUZPWAFXJXHBN-UHFFFAOYSA-N tetrasodium dioxidoboranyloxy(dioxido)borane Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])OB([O-])[O-] DPUZPWAFXJXHBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MWOOGOJBHIARFG-UHFFFAOYSA-N vanillin Chemical compound COC1=CC(C=O)=CC=C1O MWOOGOJBHIARFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FGQOOHJZONJGDT-UHFFFAOYSA-N vanillin Natural products COC1=CC(O)=CC(C=O)=C1 FGQOOHJZONJGDT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012141 vanillin Nutrition 0.000 description 1
- 239000011670 zinc gluconate Substances 0.000 description 1
- 235000011478 zinc gluconate Nutrition 0.000 description 1
- 229960000306 zinc gluconate Drugs 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
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
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/006—Boron-containing compounds
-
- 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
- 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
- C04B40/00—Processes, in general, for influencing or modifying the properties of mortars, concrete or artificial stone compositions, e.g. their setting or hardening ability
- C04B40/0028—Aspects relating to the mixing step of the mortar preparation
- C04B40/0039—Premixtures of ingredients
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- 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
- C04B2103/20—Retarders
- C04B2103/22—Set retarders
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Molecular Biology (AREA)
Abstract
Los retardadores de cemento se basan en mezclas de compuestos de lignosulfonato, compuestos de borato y compuestos de gluconato. Los compuestos están presentes en ciertas relaciones que permiten a los retardadores operar a temperaturas y presiones hasta y en exceso de aproximadamente 176°C y 152 MPa. Los retardadores además se pueden proporcionar en forma líquida, para mejorar su idoneidad para el uso en localizaciones del lugar del pozo mar afuera.
Description
COMPOSICIONES RETARDADAS DE CEMENTO Y MÉTODOS PARA LA
TERMINACIÓN DE POZOS
ANTECEDENTES
Las declaraciones en esta sección proporcionan meramente la información de los antecedentes en relación con la presente descripción y pueden no constituir la técnica anterior.
Esta descripción se relaciona con las composiciones y métodos para el tratamiento de formaciones subterráneas, en particular, composiciones y métodos para la cementación de pozos subterráneos.
Durante la construcción de los pozos subterráneos, es común, durante y después de la perforación, colocar un cuerpo tubular en el pozo. El cuerpo tubular puede comprender una tubería de perforación, revestimiento, forro protector, una tubería enrollada o combinaciones de los mismos. El propósito del cuerpo tubular es actuar como un conducto a través del cual los fluidos deseables del pozo se pueden mover y ser recogidos. El cuerpo tubular está normalmente asegurado en el pozo por una cubierta de cemento. La cubierta de cemento proporciona soporte mecánico y aislamiento hidráulico entre las zonas o capas que penetra el pozo. Esta última función es importante porque previene la comunicación hidráulica entre las zonas que puede resultar en contaminación. Por ejemplo, la cubierta de cemento bloquea que los fluidos de las zonas de petróleo o gas entren en el manto freático y contaminen el agua potable. Adicionalmente, para optimizar la eficiencia de producción de un pozó, puede ser deseable aislar, por ejemplo, una zona de producción de gas de una zona de producción de petróleo. La cubierta de cemento logra el aislamiento hidráulico debido a su baja permeabilidad. Adicionalmente, para evitar fugas es necesario una unión íntima entre la cubierta de cemento con el cuerpo tubular y con el pozo de perforación.
Una colocación óptima de la cubierta de cemento requiere a menudo que la mezcla de cemento contenga un retardador. Los retardadores de cemento retardan el fraguado de la mezcla de cemento por un período suficiente para permitir el mezclado de la mezcla y la colocación de la mezcla en la región anular entre el revestimiento y la pared del pozo de perforación, o entre el revestimiento y otra tubería de revestimiento.
Puede emplearse una amplia variedad de compuestos químicos como retardadores del cemento. Las clases más comunes incluyen lignosulfonatos, derivados de celulosa, ácidos hidroxicarboxílicos, compuestos de sacáridos, organofosfonatos y ciertos compuestos inorgánicos, tales como cloruro de sodio (en altas concentraciones) y óxido de zinc. Una discusión más completa de los retardadores para cementos de pozo se puede encontrar en la siguiente publicación— Nelson EB, Michaux M y Drochon B: "Cement Additives and Mechanisms of Action", en Nelson EB y Guillot D. (eds.): Well cementing (2da Edición), Schlumberger, Houston (2006) 49-91.
Ciertos tipos de retardadores se han mezclado con compuestos para ampliar sus intervalos de temperatura útil, mejorar las propiedades de la mezcla de cemento, o ambas. Por ejemplo, el intervalo de temperatura útil de ciertos retardadores de lignosulfonato se puede extender a más de 260°C mediante la adición de tetraborato de sodio decahidratado (bórax). El gluconato de sodio puede mezclarse con ácido tartárico y lignosulfonato para mejorar las propiedades reológicas de la mezcla de cemento. Por lo tanto, existe una gran cantidad de retardadores y mezclas retardadoras las cuales pueden ser aplicables a una amplia gama de condiciones en pozos subterráneos.
La tecnología de retardadores de cemento para los cementos de pozo es sofisticada; sin embargo, como las operaciones de exploración y producción continúan moviéndose hacia áreas ambientalmente sensibles, la población de retardadores que se puede utilizar es cada vez más restringida. Esto es particularmente cierto en el Mar del Norte. Los países que operan en el Mar del Norte (Reino Unido, Noruega, Dinamarca y Holanda) mantienen una lista de productos químicos que "representan poco o ningún riesgo para el medio ambiente". Estos materiales deben cumplir con los siguientes criterios. (1 ) Todos los componentes orgánicos presentes en el material deben ser biodegradables en agua de mar. (2) Todos los componentes deben tener una baja toxicidad para los peces (Scophthalamus máximum), las especies marinas (Acartia tonsa) y algas (Skeletonema costatum). (3) Todos los componentes no deben bioacumularse. (4) El aditivo no debe contener productos químicos prohibidos.
Por lo tanto, se hace más y más difícil desarrollar retardadores de cemento eficientes (y otros tipos de aditivos) que puedan cumplir estos criterios. Esto es especialmente cierto cuando las mezclas de cemento deben colocarse en pozos de alta presión/alta temperatura (HPHT).
A pesar de los valiosos aportes de la técnica anterior, sería ventajoso tener retardadores eficientes que se desempeñen de manera adecuada en ambientes HPHT. Adicionalmente, por razones logísticas en ubicaciones mar adentro, sería ventajoso que los retardadores estuvieran disponibles en forma líquida.
COMPENDIO
En un aspecto, las modalidades se refieren a composiciones de cementación del pozo En un aspecto adicional, las modalidades se refieren a métodos para la cementación de un pozo subterráneo. En aún otro aspecto, una modalidad se refiere a los usos de retardadores de cemento Portland que comprenden un compuesto de borato, un compuesto de lignosulfonato y un compuesto de gluconato.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
La Figura 1 es un gráfico que muestra el efecto de la relación de lignosulfonato de sodio al gluconato de sodio sobre el tiempo de espesamiento de las mezclas de cemento que contienen tetraborato de sodio decahidratado.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
En primer lugar, se debe destacar que en el desarrollo de cualquier modalidad real, se deben tomar numerosas decisiones específicas de la implementación para
lograr los objetivos específicos del desarrollado^ tales como el cumplimiento de las restricciones relacionadas con el sistema y con los negocios, las que variarán de una implementación a otra. Además, se apreciará que tal esfuerzo de desarrollo pudiera ser complejo y consumir mucho tiempo pero sin embargo sería una tarea de rutina para los expertos en la materia que tengan el beneficio de esta descripción. Además, la composición usada/descrita en la presente también puede comprender algunos componentes distintos de los citados. En el compendio y esta descripción detallada, cada valor numérico se debe leer una vez como modificado por el término "aproximadamente" (a menos que expresamente ya esté modificado), y después se debe leer de nuevo como no tan modificado a menos que se indique lo contrario en el contexto. Además, en el compendio y esta descripción detallada, se debe entender que un intervalo de concentración listado o descrito como útil, adecuado, o similares, pretende que todas y cada una de las concentraciones dentro del intervalo, incluyendo los puntos extremos, se debe considerar que han sido declaradas. Por ejemplo, "un intervalo de 1 a 10" se debe leer como una indicación de todos y cada uno de los posibles números a lo largo de la secuencia entre aproximadamente 1 y aproximadamente 10. Por consiguiente, incluso si los puntos de datos específicos dentro del intervalo, o incluso sin ningún punto de datos dentro del intervalo, se identifican explícitamente o se refieren a sólo unas pocas especificidades, se debe entender que los inventores aprecian y entienden que se debe considerar que todos y cualquiera de los puntos de datos dentro del intervalo se ha especificado, y que los inventores poseían el conocimiento de todo el intervalo y todos los puntos dentro del intervalo.
Todas las relaciones o porcentajes descritos a continuación son en peso a menos que se declare lo contrario.
Como se declaró anteriormente, sería ventajoso tener retardadores de cemento que cumplan con los criterios de la lista "Mar del Norte" y operen de manera eficiente en un ambiente de HPHT— preferentemente a temperaturas de hasta al menos 176°C (350°F) y152 MPa (22,000 psi). Adicionalmente, sería deseable la disponibilidad del retardador en forma líquida. Los inventores han proporcionado estos retardadores. Ellos descubrieron que ciertas mezclas de lignosulfonatos, gluconatos y boratos satisfacen los objetivos descritos anteriormente.
Las modalidades se refieren a composiciones de cementación de pozo que comprenden cemento Portland, agua y un retardador que comprende un compuesto de lignosulfonato, un compuesto de borato y un compuesto de gluconato. El retardador se formula de tal manera que la relación de concentración del lignosulfonato: compuesto de borato está por debajo de aproximadamente 0.75: 1. La composición debe ser además bombeable. Aquellos con experiencia en la técnica reconocerán que una mezcla de cemento bombeable por lo general tiene una viscosidad inferior a 1000 mPa-s a una velocidad de cizallamiento de100 s"1.
El compuesto de lignosulfonato puede ser (pero no se limitará a) lignosulfonato de sodio, lignosulfonato de calcio, lignosulfonato de amonio y combinaciones de los mismos. El compuesto de gluconato puede ser (pero no se limitará a) gluconato de sodio, gluconato de calcio, gluconato de amonio, gluconato de zinc, gluconato de hierro y combinaciones de los mismos. Se prefieren lignosulfonato de sodio y gluconato de sodio.
Además se prefiere que los compuestos de lignosulfonato sean refinados. Sin desear estar ligados a teoría alguna, el proceso de refinado elimina los carbohidratos (en su mayoría pentosas y hexosas). Se prefiere particularmente el uso de lignosulfonatos basados en oxiligninas. Las oxiligninas se derivan de lignina que ha sido oxidada por el proceso de vainillina.
El compuesto de borato puede ser (pero no se limitará a) ácido bórico, metaborato de sodio, metaborato de potasio, diborato de sodio, diborato de potasio, triborato de sodio, triborato de potasio, tetraborato de sodio, tetraborato de potasio, pentaborato de sodio, pentaborato de potasio y combinaciones de los mismos. Los compuestos de borato pueden contener agua de hidratación o ser anhidros. Se prefieren tetraborato de sodio decahidratado y pentaborato de sodio decahidratado.
Las modalidades se refieren a métodos para la cementación de un pozo subterráneo, que comprenden proporcionar una composición de cementación del pozo que comprende cemento Portland, agua y un retardador que comprende un compuesto de lignosulfonato, un compuesto de borato y un compuesto de gluconato. El retardador se formula de tal manera que la relación de concentración del lignosulfonato: compuesto de borato está por debajo de aproximadamente 0.75: 1. La composición se coloca en el pozo. Los expertos en la técnica reconocerán que el método se puede referir tanto a las operaciones de cementación primaria y correctivas.
Las modalidades se refieren a los usos de un retardador de cemento Portland que comprende un compuesto de lignosulfonato, un compuesto de borato y un compuesto de gluconato, en la que la relación de concentración del lignosulfonato: compuesto de borato está por debajo de aproximadamente 0.75: 1.
Para todas las modalidades, la relación de concentración del lignosulfonato de sodio: gluconato de sodio está preferentemente entre aproximadamente 70:30 y 30:70. Por otra parte, la relación preferida del compuesto de lignosulfonato: compuestos de borato: compuesto de gluconato está entre 0.1 :1.0:0.1 y aproximadamente 0.5:1.0:0.5, más preferentemente entre 0.25:1.0:0.25 y 0.5: 1.0:0.5. En aún otra versión preferida, cuando el compuesto de borato comprende tetraborato de sodio decahidratado, la relación de concentración preferida del lignosulfonato de sodio: tetraborato sódico decahidratado: gluconato de sodio está preferentemente entre alrededor de 0.1 :1.0:0.1 y aproximadamente 0.5:1.0:0.5 en peso. Además, cuando el compuesto de borato comprende pentaborato de sodio decahidratado, la relación de concentración preferida del lignosulfonato de sodio:pentaborato de sodio decahidratado:gluconato de sodio está preferentemente entre alrededor de 0.1 : 1.0:0.1 y aproximadamente 0.5:1.0:0.5 en peso, y más preferentemente entre aproximadamente 0.25:1.0:0.25 y sobre 0.5:1.0:0.5 en peso.
Las composiciones de cemento pueden comprender además más aditivos, tales como (pero no limitado a) materiales de relleno, aditivos para pérdida de fluido, aditivos para pérdida de circulación, aditivos para mejorar la flexibilidad del cemento fraguado, aditivos para autocurado, agentes antiespumantes, dispersantes, aditivos para generación de gas y agentes anti-sedimentación.
EJEMPLOS
Los siguientes ejemplos sirven para ilustrar aún más la descripción.
Para todos los ejemplos, las mezclas de cemento se prepararon con cemento de etiqueta Dyckerhoff Negro Clase G, a una densidad de 1917 kg/m3. Se adicionaron los aditivos líquidos a la mezcla de fluido, y los aditivos sólidos se mezclaron en seco con el cemento.
Los compuestos que comprendían las formulaciones del retardador eran lignosulfonato de sodio (una oxilignina), gluconato de sodio y/o tetraborato de sodio decahidratado o pentaborato de sodio decahidratado.
Todas las mezclas de cemento contenían 2.66 L/tonelada de agente antiespumante de polipropilenglicol. Las temperaturas de ensayo exceden 1 10°C; por lo tanto, se adiciona polvo de sílice a una concentración de 35% en peso de cemento
(BWOC). Un agente anti-sedimentación sobre la base de goma welan se adiciona a menudo para disminuir el volumen de fluido libre.
Se evaluó la compatibilidad de las formulaciones del retardador con un aditivo para la pérdida de fluido (copolímero de AMPS-acrilamida) y un aditivo (látex de estireno-butadieno) para la prevención de la migración del gas.
La preparación de la mezcla de cemento, las mediciones de fluido libre, las mediciones de espesamiento en el tiempo, las mediciones de pérdida de fluido y las mediciones Teológicas se realizaron de acuerdo con los procedimientos publicados en la publicación ISO 10426-2. Los ensayos de espesamiento en el tiempo se realizaron a tres temperaturas (Tabla 1). Las mediciones de pérdida de fluido se realizaron con una celda de pérdida de fluido con agitación.
Tabla 1. Parámetros experimentales para ensayos de espesamiento en el tiempo
EJEMPLO 1
Se prepararon cinco mezclas de cemento, todas con la misma concentración de tetraborato de sodio decahidratado: 2% BWOC. La concentración combinada de lignosulfonato de sodio y gluconato de sodio se mantuvo constante a 1 % BWOC La relación de lignosulfonato de sodio a gluconato de sodio se varió: 0:100; 25:75; 50:50, 75:25; y 00:0. Los resultados experimentales se dan en la Tabla 2.
Tabla 2: Efecto de la relación de lignosulfonato de sodio al gluconato de sodio en las propiedades de la mezcla de cemento.
Los tiempos de espesamiento eran cortos cuando solo el gluconato de sodio o el lignosulfonato de sodio estaban presentes con el tetraborato de sodio decahidratado.
Sin embargo, cuando el gluconato de sodio y el lignosulfonato de sodio estaban presentes junto con el tetraborato de sodio decahidratado, los tiempos de espesamiento eran más largos. Este comportamiento resalta la sinergia entre el lignosulfonato de sodio y gluconato de sodio. Como se muestra en la Figura 1 , los tiempos de espesamiento más largos se logran cuando la relación en peso del lignosulfonato de sodio al gluconato de sodio está cerca de 50:50 (es decir, 0.5% lignosulfonato de sodio BWOC y 0.5% de gluconato de sodio BWOC).
Las propiedades reológicas y los valores de fluido libre de las mezclas de cemento no se vieron afectados significativamente por la variación de la relación del lignosulfonato de sodio al gluconato de sodio. Además, las mezclas de cemento se dispersan bien, como se muestra por los bajos valores de límites de elasticidad.
EJEMPLO 2
Las concentraciones de lignosulfonato de sodio y gluconato de sodio se mantuvieron constantes a 0.5% BWOC. La concentración de tetraborato de sodio decahidratado se varió entre 1 % y 3% BWOC. Los tiempos de espesamiento de las mezclas de cemento se midieron a 176°C y 152 MPa. Los resultados experimentales se muestran en la Tabla 3.
Tabla 3. Efecto de la concentración de tetraborato de sodio decahidratado sobre las propiedades de la mezcla de cemento.
El tiempo de espesamiento se alargó significativamente cuando la concentración de tetraborato de sodio decahidratado se incrementa. El mantenimiento constante de la concentración de lignosulfonato de sodio y de gluconato de sodio destaca la fuerte sinergia entre el tetraborato de sodio decahidratado y la mezcla 50:50 de lignosulfonato de sodio y gluconato de sodio. Las propiedades Teológicas y valores de fluido libre no se afectaron significativamente cuando la concentración de tetraborato de sodio decahidratado se variaron. Los bajos valores de los límites de elasticidad muestran que las suspensiones se dispersan bien.
EJEMPLO 3
La concentración de tetraborato de sodio decahidratado necesaria para alcanzar prolongados tiempos de espesamiento a 176°C y 152 MPa fue típicamente de 1 % a 3% BWOC. La solubilidad del tetraborato de sodio decahidratado en agua es de aproximadamente 50 g/L a 25°C. Esta solubilidad es relativamente baja para formular una versión líquida práctica del retardador.
La solubilidad del pentaborato de sodio decahidratado en agua es de aproximadamente 150 g/L a 25°C; por lo tanto, puede ser un mejor candidato para preparar un retardador líquido. El pentaborato de sodio decahidratado contiene 61.8 por ciento en masa de B10O16, mientras que el tetraborato de sodio decahidratado contiene 40.8 por ciento en masa de B407. Por lo tanto, sería de esperar que el pentaborato sería el retardador más fuerte a igual concentración. Sin embargo, las estructuras químicas de los dos boratos son diferentes, esto puede afectar su desempeño. El desempeño de los dos boratos, en combinación con una mezcla 50:50 de lignosulfonato de sodio y gluconato de sodio, se comparó a 176°C y 152 MPa. Los resultados se presentan en la Tabla 4.
Tabla 4 Desempeño del pentaborato sódico decahidratado contra el tetraborato de sodio decahidratado.
Manteniendo las concentraciones de lignosulfonato de sodio y gluconato de sodio a 0.5% BWOC cada una, el retardador de pentaborato de sodio es ligeramente más fuerte que el tetraborato de sodio. Un tiempo de espesamiento muy prolongado se obtuvo cuando las concentraciones de lignosulfonato de sodio y gluconato de sodio se elevaron a 0.75% BWOC, respectivamente. En presencia de pentaborato de sodio decahidratado, la viscosidad plástica de las mezclas de cemento fue ligeramente mayor que el de la mezcla que contiene tetraborato de sodio decahidratado. Todas las mezclas de cemento estaban bien dispersas, y los volúmenes de fluido libres fueron similares.
EJEMPLO 4
Un retardador líquido se preparó disolviendo 140 g de pentaborato de sodio decahidratado, 35 g de lignosulfonato de sodio y 35 g de gluconato de sodio en agua desionizada. Por lo tanto, la relación de pentaborato de sodio decahidratado a lignosulfonato de sodio + gluconato de sodio fue de 2 en peso.
El efecto del retardador líquido sobre el tiempo de espesamiento de la mezcla de cemento se ensayó a 176°C y 152 MPa. Los ensayos se realizaron con el retardador solo, y de acuerdo con cualquiera del aditivo acrilamida AMPS para pérdida de fluido o el látex de estireno-butadieno. La concentración del líquido retardante fue de 133 L/tonelada del cemento, lo que corresponde a 1.67% BWOC de pentaborato de sodio decahidratado, 0.42% de lignosulfonato de sodio BWOC y 0.42% de gluconato de sodio BWOC. La pérdida de fluido también se midió a 176°C. Los resultados se presentan en la Tabla 5.
Tabla 5. Desempeño de un retardador líquido formulado con pentaborato de sodio lignosulfonato de sodio y gluconato de sodio.
La formulación con pentaborato de sodio decahidratado fue un retardador más eficiente que la formulación de tetraborato de sodio decahidrato de (2.51% vs BWOC 3% BWOC como se muestra en la Tabla 4). Una vez más, el copolímero de acrilamida AMPS y látex de estireno-butadieno actuaron como retardadores. Las propiedades reológícas de las mezclas de cemento y de los volúmenes libres de agua fueron similares. Los volúmenes de pérdida de fluido fueron ligeramente más altos en
comparación con los observados con tetraborato de sodio decahidratado, pero permanecían aceptables.
EJEMPLO 5
El efecto del retardador líquido descrito en el Ejemplo 4 se ensayó a 1 10°C y 92 MPa, y a 150°C y 1 11 MPa. La concentración del retardador líquido fue de 53L/tonelada de cemento a 110°C y 11 1 L/tonelada de cemento a 150°C. Los resultados se presentan en la Tabla 6.
Tabla 6. Desempeño del retardador líquido inventivo a 110°C y 150°C.
Los resultados muestran que el retardador se puede emplear dentro de un amplio intervalo de temperatura.
Claims (15)
- REIVINDICACIONES Una composición de cementación de pozo, que comprende cemento Portland, agua y un retardador que comprende un compuesto de lignosulfonato, un compuesto de borato y un compuesto de gluconato, en la donde la relación de concentración del lignosulfonato:compuesto de borato en la composición es inferior a aproximadamente 0.75:1 . La composición de la reivindicación 1 , en donde el compuesto de lignosulfonato comprende lignosulfonato de sodio, y el compuesto de gluconato comprende gluconato de sodio. La composición de la reivindicación 2, en donde la relación de concentración del lignosulfonato de sodio:gluconato de sodio está entre aproximadamente 70:30 y aproximadamente 30:70 en peso. La composición de cualquiera de las reivindicaciones 1 -3, en donde el compuesto de borato comprende tetraborato de sodio decahidratado, pentaborato de sodio decahidratado, o ambos. La composición de la reivindicación 1 , en donde la relación de compuestos de lignosulfonato: compuestos de borato: compuestos de gluconato 0.1 : 1 .0:0.1 y 0.5: 1 .0:0.5 en peso. La composición de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde el retardador es líquido. 7. Un método para la cementación de un pozo subterráneo, que comprende (i) proporcionar una composición para cementación del pozo, que comprende cemento Portland, agua y un retardador que comprende un compuesto de lignosulfonato, un compuesto de borato y un compuesto de gluconato, en donde la relación de concentración del lignosulfonato: compuesto de borato en la composición es inferior a aproximadamente 0.75:1 ; y (ii) colocar la composición en el pozo. 8. El método de la reivindicación 7, en donde el compuesto de lignosulfonato comprende lignosulfonato de sodio, y el compuesto de gluconato comprende gluconato de sodio. 9. El método de la reivindicación 8, en donde la relación de concentración del lignosulfonato de sodio:gluconato de sodio está entre aproximadamente 70:30 y aproximadamente 30:70 en peso. 10. El método de una de cualquiera de las reivindicaciones 7-9, en donde el compuesto de borato comprende tetraborato de sodio decahidratado, pentaborato de sodio decahidratado, o ambos. 1 1. El método de una de cualquiera de las reivindicaciones 8-10, en donde la relación de compuestos de lignosulfonato: compuestos de borato: compuestos de gluconato está entre 0.1 :1.0:0.1 y 0.5:1.0:0.5 en peso. 12. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 7 a 1 1 en donde el retardador se proporciona en forma líquida. 13. Uso de una mezcla que comprende un compuesto de lignosulfonato, un compuesto de borato y un compuesto de gluconato como un retardador para la mezcla de cemento Portland, caracterizado porque la relación de concentración del lignosulfonato: compuesto de borato en la composición es inferior a aproximadamente 0.75:1. 14. Uso según la reivindicación 13, en donde el compuesto lignosulfonato comprende lignosulfonato de sodio, y el compuesto gluconato comprende gluconato de sodio. 15. Uso según la reivindicación 13, en donde la relación de los compuestos de lignosulfonato: compuestos de borato: compuestos de gluconato está entre 0.1 :1.0:0.1 y 0.5:1.0:0.5 en peso. RESUMEN Los retardadores de cemento se basan en mezclas de compuestos de lignosulfonato, compuestos de borato y compuestos de gluconato. Los compuestos están presentes en ciertas relaciones que permiten a los retardadores operar a temperaturas y presiones hasta y en exceso de aproximadamente 176°C y 152 MPa. Los retardadores además se pueden proporcionar en forma líquida, para mejorar su idoneidad para el uso en localizaciones del lugar del pozo mar afuera.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP10290598A EP2450418A1 (en) | 2010-11-05 | 2010-11-05 | Cement compositions and methods for well completions |
PCT/EP2011/005533 WO2012059225A1 (en) | 2010-11-05 | 2011-10-28 | Retarded cement compositions and methods for well completions |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
MX2013005019A true MX2013005019A (es) | 2013-06-03 |
MX336408B MX336408B (es) | 2016-01-18 |
Family
ID=43514071
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
MX2013005019A MX336408B (es) | 2010-11-05 | 2011-10-28 | Composiciones retardadas de cemento y metodos para la terminacion de pozos. |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9975807B2 (es) |
EP (2) | EP2450418A1 (es) |
AU (1) | AU2011325441B2 (es) |
BR (1) | BR112013011006A2 (es) |
CA (1) | CA2816383C (es) |
DK (1) | DK2635651T3 (es) |
MX (1) | MX336408B (es) |
WO (1) | WO2012059225A1 (es) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11597863B2 (en) * | 2019-03-21 | 2023-03-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Methods of cementing a wellbore |
CN112592118A (zh) * | 2020-12-31 | 2021-04-02 | 陈海涛 | 一种高强度抗沉降水泥浆 |
US11535557B2 (en) | 2021-04-15 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Lignosulfonate and hydrolyzed carbohydrate retarder additive for cement mixture |
US11725130B2 (en) | 2021-10-05 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Sodium lignosulfonate as a retarder additive for oil and gas wells cementing |
US11970423B2 (en) * | 2021-12-07 | 2024-04-30 | Saudi Arabian Oil Company | Hydrocarboxylic acid derivative as a retarder additive for oil and gas wells cementing |
Family Cites Families (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2748159A (en) | 1952-09-08 | 1956-05-29 | Goodyear Tire & Rubber | Purification and decolorization of esters |
US3662830A (en) * | 1970-06-01 | 1972-05-16 | Dow Chemical Co | Aqueous hydraulic cement composition having improved retardation to set and use thereof in high temperature environments |
US3856541A (en) * | 1971-04-28 | 1974-12-24 | Dow Chemical Co | Hydraulic cement and method of cementing in environments having elevated temperatures |
US3748159A (en) * | 1972-04-20 | 1973-07-24 | Halliburton Co | High temperature cementing compositions containing a lignosulfonic acid salt and a pentaboric acid salt |
US3821985A (en) * | 1972-04-20 | 1974-07-02 | Halliburton Co | Well cementing method using high temperature cementing compositions |
US3799874A (en) * | 1973-03-16 | 1974-03-26 | Atlantic Richfield Co | Well cementing |
US4210455A (en) * | 1978-10-30 | 1980-07-01 | The Dow Chemical Company | Retarded aqueous hydraulic cement slurry |
US4375985A (en) * | 1980-10-15 | 1983-03-08 | Standard Oil Co. (Indiana) | Spent oil shale compositions and use |
US4640715A (en) * | 1985-03-06 | 1987-02-03 | Lone Star Industries, Inc. | Mineral binder and compositions employing the same |
US4990191A (en) * | 1989-02-21 | 1991-02-05 | Westvaco Corporation | Aminated sulfonated or sulfomethylated lignins as cement fluid loss control additives |
CA2081389C (en) * | 1990-09-14 | 2002-06-25 | Albert G. Silverton | Gilsonite-lignosulphonate emulsion composition |
FR2702472B1 (fr) * | 1993-03-10 | 1995-04-14 | Schlumberger Cie Dowell | Retardateurs haute température pour ciments pétroliers, laitiers de ciments et procédés de cimentation correspondants. |
FR2702471B1 (fr) * | 1993-03-10 | 1995-04-14 | Schlumberger Cie Dowell | Retardateurs haute température pour ciments pétroliers, laitiers de ciments et procédés de cimentation correspondants. |
US5361841A (en) * | 1993-05-27 | 1994-11-08 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with blast furnace slag/polyalcohol fluid |
US5358044A (en) * | 1993-05-27 | 1994-10-25 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with blast furnace slag/soluble/insoluble alcohol |
US5361842A (en) * | 1993-05-27 | 1994-11-08 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with blast furnace slag/silicate fluid |
US5337824A (en) * | 1993-06-28 | 1994-08-16 | Shell Oil Company | Coal slag universal fluid |
US5379840A (en) * | 1993-08-19 | 1995-01-10 | Shell Oil Company | High temperature well cementing with low grade blast furnace slag |
US5447197A (en) * | 1994-01-25 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
US5613558A (en) * | 1995-06-02 | 1997-03-25 | Bj Services Company | Method for controlling the set time of cement |
US6454004B2 (en) * | 1999-07-15 | 2002-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing casing strings in deep water offshore wells |
CA2316059A1 (en) * | 1999-08-24 | 2001-02-24 | Virgilio C. Go Boncan | Methods and compositions for use in cementing in cold environments |
EP1494990A4 (en) * | 2002-03-13 | 2010-05-26 | Grace W R & Co | IMPROVED LIQUID COMPOSITIONS |
KR20060109471A (ko) * | 2003-12-01 | 2006-10-20 | 더블유.알. 그레이스 앤드 캄파니-콘. | 시멘트 및 콘크리트 혼화재용 글루코네이트 발효액 |
US7004256B1 (en) * | 2004-10-11 | 2006-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set retarder compositions, cement compositions, and associated methods |
EP1780185A1 (en) * | 2005-10-25 | 2007-05-02 | Services Pétroliers Schlumberger | Versatile additives for well cementing applications |
US7678190B2 (en) * | 2006-03-31 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Cement retarder systems, and retarded cement compositions |
EP2093200A1 (en) * | 2008-02-19 | 2009-08-26 | Services Petroliers Schlumberger | Pumpable geopolymer formulation for oilfield application |
US20110108274A1 (en) * | 2009-11-06 | 2011-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Additive for well cementing applications |
US9139476B2 (en) * | 2010-11-03 | 2015-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for well completions |
-
2010
- 2010-11-05 EP EP10290598A patent/EP2450418A1/en not_active Withdrawn
-
2011
- 2011-10-28 DK DK11778808.3T patent/DK2635651T3/da active
- 2011-10-28 EP EP11778808.3A patent/EP2635651B1/en active Active
- 2011-10-28 MX MX2013005019A patent/MX336408B/es unknown
- 2011-10-28 WO PCT/EP2011/005533 patent/WO2012059225A1/en active Application Filing
- 2011-10-28 US US13/881,709 patent/US9975807B2/en active Active
- 2011-10-28 CA CA2816383A patent/CA2816383C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-10-28 AU AU2011325441A patent/AU2011325441B2/en not_active Ceased
- 2011-10-28 BR BR112013011006A patent/BR112013011006A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2018
- 2018-05-21 US US15/985,126 patent/US20180265406A1/en not_active Abandoned
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2012059225A1 (en) | 2012-05-10 |
EP2635651B1 (en) | 2019-11-27 |
MX336408B (es) | 2016-01-18 |
AU2011325441B2 (en) | 2015-01-15 |
CA2816383C (en) | 2016-05-10 |
EP2635651A1 (en) | 2013-09-11 |
DK2635651T3 (da) | 2020-03-09 |
US20130269940A1 (en) | 2013-10-17 |
BR112013011006A2 (pt) | 2016-08-23 |
US9975807B2 (en) | 2018-05-22 |
EP2450418A1 (en) | 2012-05-09 |
CA2816383A1 (en) | 2012-05-10 |
US20180265406A1 (en) | 2018-09-20 |
AU2011325441A1 (en) | 2013-05-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2015205948B2 (en) | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods | |
JP5378588B2 (ja) | 凝固遅延剤を含む坑井ボア保全用組成物、その製造方法及びその使用方法 | |
US20180265406A1 (en) | Retarded Cement Compositions and Methods for Well Completions | |
US7967909B2 (en) | Method of cementing within a gas or oil well | |
CA2857959C (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
CA2364648A1 (en) | Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods | |
WO2006117524A1 (en) | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations | |
WO2006117522A1 (en) | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations | |
AU2012262965B2 (en) | Use of methylhydroxyethyl cellulose as cement additive | |
US7395861B2 (en) | Methods of cementing subterranean formations using cement compositions comprising maltodextrin | |
US7303625B2 (en) | Treatment fluids comprising chlorinated carbohydrates | |
US7422062B2 (en) | Methods of treating subterranean formations using treatment fluids comprising chlorinated carbohydrates | |
US7547664B2 (en) | Additives comprising chlorinated carbohydrates | |
US20120145391A1 (en) | Compositions and methods for well completions | |
WO2007122395A2 (en) | Compositions comprising maltodextrin and associated methods | |
EP1960492A1 (en) | Additives and treatment fluids comprising chlorinated carbohydrates and methods of using them | |
US7861782B2 (en) | Foamed cement compositions, additives, and associated methods | |
WO2023183008A1 (en) | Methods of making and using a thixotropic cement composition | |
OA20056A (en) | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods. | |
NZ616315B2 (en) | Use of methylhydroxyethyl cellulose as cement additive |