NO144047B - Herdbar blanding for sementering av dype borehull - Google Patents

Herdbar blanding for sementering av dype borehull Download PDF

Info

Publication number
NO144047B
NO144047B NO751247A NO751247A NO144047B NO 144047 B NO144047 B NO 144047B NO 751247 A NO751247 A NO 751247A NO 751247 A NO751247 A NO 751247A NO 144047 B NO144047 B NO 144047B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
magnesium
cement
parts
cementing
weight
Prior art date
Application number
NO751247A
Other languages
English (en)
Other versions
NO751247L (no
NO144047C (no
Inventor
Geo L Miller
Horst K F Barthel
Original Assignee
Oil Base
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 Oil Base filed Critical Oil Base
Publication of NO751247L publication Critical patent/NO751247L/no
Publication of NO144047B publication Critical patent/NO144047B/no
Publication of NO144047C publication Critical patent/NO144047C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/30Compositions 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 magnesium cements or similar cements
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/05Aqueous well-drilling compositions containing inorganic compounds only, e.g. mixtures of clay and salt

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår sementering av brønner eller borehull. Mer spesielt angår oppfinnelsen en blanding for å omdanne en vannbasert borevæske til en herdet sement slik at brønnsementering kan utføres med øket effektivitet.
For å trygge olje- eller gassbrønner er det vanligvis nødvendig å sementere fast stykker av brønnforingsrøret langs visse deler av brønnen, og heri inngår også produserende soner, for derved effektivt å lukke det ringformede rom som oppstår mellom foringsrøret og selve brønnveggen.
En rekke forskjellige hydrauliske sementer (som er istand til å herdne under vann) har vært brukt for dette for-mål, f.eks. pozzolan, Portland- eller aluminiumsement, samt forskjellige høytemperatursementer. Hvis man i olje- og gassbrønnene bruker såkalt åpenhullteknikk, så er det ønskelig og nødvendig å bruke sementer med høy styrke. I de senere år er det imidlertid blitt mer vanlig å feste og sementere forings-rør også gjennom produktive soner og så oppnå produksjon ved å perforere den seksjon av røret som ligger i det ønskede inter-vall. Når man utfører perforeringen, kan dette lett resultere i at man bryter opp sementen når man bruker sementer med høy styrke, noe som gjør at sementen ikke lenger holder ute fra borehullet slik uønskede forurensninger som f.eks. vann som stammer fra soner som ligger fjernt vekk fra selve perforeringen. Følgelig har man funnet at sementer med høy styrke ikke oppfyller de krav man ønsker, og endog kan være ufordelaktige til tider under selve sementeringen.
Sementer som skal brukes i borehull er derfor blitt modifisert ved tilsetning av bentonitt eller leire slik at man får dannet "gelsementer" som gir en sammensetning med lavere styrke, men som gir bedre perforeringskarakteristika foruten at sementsuspensjonen får lettere total vekt fordi at en rekke forskjellige typer av leirer har en tendens til å svelle i nærvær av vann.
En annen vanskelighet i forbindelse med sementering av borehull eller brønner oppstår på grunn av at det ofte på bore-hullveggen eksisterer rester eller store flak av boreslam-filterkake. For å hindre at væsker flyter vekk fra borehullet og inn i de formasjoner som gjennombores, er borevæsker eller boreslam ofte utformet slik at det skal avsette et kakelignende flak eller avsetning på borehullets eksponerte overflate for derved å hindre en vandring av væsker inn i selve de omgivende formasjoner. En slik filterkake blir imidlertid sittende fast på veggen når man senere skal utføre sementering. Dette resi-duum kan således hindre en utvikling av en god binding mellom sementen og den eksponerte formasjonen. Dette kan igjen svekke den tetning som tilveiebringes av sementen i det ringformede rom mellom selve foringsrøret og formasjonen.
Det har vært foreslått at sistnevnte problemer kan elimineres ved å utvikle et slam-sement-system hvor boreslammet som brukes for boringen omdannes til en fast sementmasse hvor-ved man øker forenligheten mellom boreslamsystemet og sement-systemet samtidig som man får bedre binding langs grenseflaten mellom formasjonen og selve slamfilterkaken. I artikkelen "A New Material to Cement Well Casing", Oliver and Jones, The Oil and Gas Journal, 13. oktober 1969, side 95-96, er foreslått et materiale som gjør at borevæsker kan brukes for frem-stilling av den type sement som senere skal brukes i hullet. Det resulterende slam-betong-produkt, hvis natur ikke er beskrevet, er angitt å være forenlig med en rekke forskjellige slam-systemer, f.eks. lignosulfonatholdige boreslam. Det fremgår imidlertid av nevnte artikkel at det angitte materiale var av en slik type at man tilsatte visse sementerende ingredienser som dermed størknet slammet. Det produkt som var angitt i nevnte artikkel innbefattet således ikke et system hvor innhol-det i slammet medvirket til størkningen eller selve den sementerende reaksjon.
Det har nylig vært utviklet leirefrie boreslam opparbeidet av uorganiske salter, da spesielt magnesiumsalter. Borevæsker eller boreslam av denne karakter er beskervet i US-PS 3.878.110. Disse sammensetninger tilveiebringer syreoppløse-lige, vandige boreslam som kan opparbeides med sjøvann og som er fri for økologisk forurensende tungmetallsalter. Bruken av slike slamtyper vil følgelig være meget fordelaktig både off-shore og i visse typer av landområder.
Det har tidligere også vært foreslått å bruke én eller flere forskjellige magnesiumsementer for brønnsementering. En velkjent magnesiumsement er magnesiumoksykloridsement eller Sorel-sement som fremstilles av magnesiumoksyd eller (en egnet type av aktivert magnesiumoksyd som kalsinert magnesitt) blandet med magnesiumkloridoppløsning (f.eks. US-PS 1.634.505).
En annen form for magnesiumsement er magnesiumoksysulfatsement som fremstilles ved å blande magnesiumoksyd i en slik form som er angitt ovenfor med en magnesiumsulfatoppløsning. I US-PS 2.378.687, er det foreslått at visse jordformasjoner, såsom formasjoner gjennom hvilke det er boret en brønn, kan lukkes ved å føre magnesium inn i den sone som skal lukkes og deretter bringe magnesiumen i kontakt med en korroderende væske som er istand til å danne et fast vannuoppløselig produkt ved reaksjon med nevnte magnesium. Egnede oppløsninger som kan bringes i kontakt med magnesiumen innbefatter natriumklorid, ammonium-klorid, natriumsulfat og magnesiumsulfat. I US-PS 2.649.160, er det foreslått at brønnsementering kan utføres ved først å danne en sementaktig filterkake sammensatt av en oksyklorid-eller oksysulfatsement og deretter fullføre sementeringen ved hjelp av vanlige sementmaterialer. Det er foreslått at borevæsken som brukes for boringen kan fremstilles ved å tilsette en viss mengde av en reagens såsom magnesiumoksyd (som er nød-vendig for å fremstille en oksyklorid- eller oksysulfatsement. Deretter kan filterkaken bringes i kontakt med en oppløsning, f.eks. av magnesiumklorid for å omdanne filterkaken til en magnesiumoksykloridsement. Denne form for en sementerende filterkake vil deretter kunne motstå gjennomboring og bedre bin-dingen mellom en etterfølgende standardsement og den herdnede filterkake.
Magnesiumoksykloridsement eller Sorel-sement har spesielt visse ulemper når de brukes for sementering av borehull. For det første har dette materiale den ulempe at det ikke er resis-tent mot oppløst magnesiumsulfat som kan være tilstede i det inn-strømmende vann eller saltlake i borehullet. Videre er herdningstiden for Sorel-sement meget vanskelig å regulere. Det er meget viktig ved sementering av borehull eller brønner at man har en sementsammensetning hvis herdningstid er tilstrekkelig til at man kan pumpe sementsuspensjonen på et ønsket tidspunkt inn i borehullet før herdningen begynner.
I overensstemmelse med dette frembringes det således ifølge oppfinnelsen en herdbar blanding for sementering av dype borehull som tilsetning til en borevæske på" basis av sjøvann eller en vandig saltoppløsning med mindre enn 14,2 g/liter svellbar leier eller slam og andeler av magnesiumoksyd, magnesiumklorid og/eller magnesiumsulfat, og denne herdbare blanding karakteriseres ved at den inneholder ca. 9 til 40 vektdeler magnesiumoksyd, 12 til 50 vektdeler magnesiumsulfat, 20 til 60 vektdeler magnesiumkarbonat eller dolomitt og 20 til 47 vektdeler vann inkludert det som tilveiebringes fra borevæsken.
Borevæsker som kan omdannes til sement slik det er beskrevet her, er beskrevet i det ovenfor nevnte US-PS 3.87 8.110.
Således kan et borehull sementeres ved å blande en borevæske sammensatt av en vandig saltoppløsning samt et til-setningssystem som innbefatter magnesiumsulfat og karbonater av magnesium og kalsium, samt en blanding av magnesiumoksyd og magnesiumsulfat i tilstrekkelige mengder til å øke konsentra-sjonen av magnesiumoksyd til minst 42,8 g/liter og konsentra-sjonen av magnesiumsulfat til minst 113,3 g/liter. Det totale system etter tilsetningen bør ikke inneholde mer enn ca. 50 vektsprosent vann, og ytterligere mengder av magnesiumoksyd, magnesiumsulfat eller andre forbindelser såsom magnesiumkarbonat eller dolomitt eller fyllstoffer kan dessuten tilsettes. Skjønt magnesiumkarbonat og dolomitt kan ansees å utføre en fyllende funkjson, så er det mulig at magnesiumkarbonatet deltar i en kjemisk reaksjon, og følgelig kan magnesiumkarbonatet bidra til den sementerende reaksjonen.
Blandingen ifølge foreliggende oppfinnelse inneholder fortrinnsvis magnesiumkarbonat og/eller dolomitt i mengder som varierer fra ca. 85,6 g/liter og oppover som kan tilsettes sammen med magnesiumoksyd og magnesiumsulfat som angitt ovenfor.
I overensstemmelse med et annet aspekt ifølge foreliggende oppfinnelse kan natriumtetraborat brukes som en retarder for sementen for å forsinke herdningstiden uten at man derved taper styrke i sammensetningene.
Som nevnt ovenfor er de styrkekrav som settes til brønn-sementer ikke særlig store, og vanligvis er det tilstrekkelig at man tilveiebringer en sementsammensetning som har en styrke på ca. 36 kg pr. cm 2 etter 24 timer målt ved hjelp av API-stan-dard. Andre nødvendige egenskaper for brønnsementer innbefatter lav permeabilitet for å sikre.en sikker tetning av formasjonen, tilstrekkelig fortykningstid og herdetid til at man kan plassere sementsuspensjonen. I forbindelse med sistnevnte egen-skap kan det angis at under trykk kan sementers fortykningstid synke meget betydelig. Magnesiumoksysulfatsementer ifølge foreliggende oppfinnelse har en tetthet på ca. 1,7 g/cm 3 avhengig av sammensetningen, mens de fleste oljebrønnsementer har en tetthet på ca. 2,5 g/cm<3>. Således vil det hydrostatiske trykk i en sementsøyle i et borehull hvor man bruker blandingene ifølge foreliggende oppfinnelse bli betydelig redusert og føl-gelig kan man lettere og enklere regulere herdetid og fortykningstid.
Ved hjelp av foreliggende oppfinnelse kan man fremstille en sement som kan opparbeides med sterkt varierende styrke, som lett kan reguleres med hensyn til herdetid og fortykningstid og som har en ønskelig lav permeabilitet.
For å vise fordelene ved magnesiumoksysulfatsementer fremfor Sorel-sementer av magnesiumoksykloridtypen, ble det utført parallelle prøver idet man brukte en magnesiumoksysul-fatsementsammensetning som beskrevet her og en parallell magnesiumoksykloridsement. Styrken ble målt etter 24 timer ved å bruke API-metoder. Alle angitte prosentsatser er pr. vekt, og de gjenværende mengder er vann.
Disse resultater viser at magnesiumoksysulfatsementer kan gi tilstrekkelig styrke og mer regulerbare herdetider enn magnesiumoksykloridsementer. Ettersom magnesiumsulfat dessuten er betydelig billigere enn magnesiumklorid, vil oksysulfatse-menter være mer økonomisk fordelaktige.
De ovennevnte resultater indikerer også at styrken og herdetiden på sementen er direkte proporsjonal med mengden av magnesiumoksyd i sementsammensetningen, idet styrken øker med økende mengder samtidig som herdetiden avtar.
Brønnsementering bør fortrinnsvis utføres etter at hullet er blitt boret med en magnesiumsaltholdig borevæske. Slike borevæsker er vanligvis leirfrie når de opparbeides og består av en vandig saltoppløsning sammen med magnesiumsulfat, dolomitt og enten magnesiumoksyd eller kalsiumoksyd som en såkalt frem-mer. Saltoppløsningskonsentrasjonen kan variere fra 42,8 til 484,8 g salt/l (basert på et fat på 158,8 liter). Den nøyak-tige sammensetningen av saltene vil være avhengig av den formasjon som skal bores, ettersom man har funnet at ved å tilveie-bringe tilstrekkelige saltkonsentrasjoner i slammet som tilsva-rer de salter som finnes i den gjennomborede formasjon, kan man få minimal svelling og slamdannelse i borehullet.
I kystområdene i de vestlige Forenede Stater og langs den Meksikanske Gulf er det vanligvis tilstrekkelig å tilveie-bringe en saltoppløsning av kaliumklorid eller natriumklorid eller en blanding av disse, i konsentrasjoner på opptil 141,7 g/liter. Hvis det imidlertid er nødvendig å bore gjennom formasjoner som inneholder magnesiumklorid, (f.eks. karnallitt eller bischofitt) eller magnesiumsulfat (f.eks. allenitt, kieseritt eller "bittersalter"), så må disse salter tilsettes salt-oppløsningen. Når man borer i Europa, vil man ofte møte slike formasjoner. I visse tilfeller vil de formasjoner som gjennombores indikere at man må bruke saltoppløsninger inneholdende opptil 484,8 g salt/liter i boreslammet for å oppnå en passende "saltbalanse" mellom væsken og de formasjoner som gjennombores.
Idet man vet at slammet derfor kan ha varierende innhold av magnesiumsulfat, dolomitt og magnesiumoksyd, så må man ved omdannelsen av en leirefri borevæske av denne type til en sement ta hensyn til de bestanddeler som allerede er tilstede i slammet. I tillegg til saltene i saltoppløsningen vil et leirefritt mag-nesiumsaltslam vanligvis inneholde fra 42,8 til 182,6 g/liter magnesiumsulfat (f.eks. i form av epsomsalter), fra ca. 56,7 til 195,2 g/liter av dolomitt og fra ca. 8,2 til 42,8 g/liter av kalsiumoksyd, magnesiumoksyd eller dolomitt-hurtigkalk, sammen med mindre mengder av gips, dvs. fra 11,3 til 28,3 g/liter. De ovennevnte områder er typiske, og nøyaktig sammensetning på slike bbrevæsker er mer detaljert forklart i US Serial No. 300.389.
Andre magnesiumsaltholdige boreslam som tidligere er kjent og hvor man bruker ammoniumsalter kan også omdannes til sementer ved hjelp av foreliggende oppfinnelse. Referanse til slike tidligere kjente magnesiumslamsammensetninger er angitt i US-PS 2.856.256 og DE-PS 1.020.585. Det er vanligvis foretrukket å bruke sementering og en blanding ifølge foreliggende oppfinnelse når man borer med leirfrie magnesiumsaltholdige slam hvor man eventuelt har magnesiumkarbonat eller dolomitt som fyllstoffet. Det tør være velkjent at man under selve boringen kan få medrevet leire i.magnesiumslam av den type som er beskrevet ovenfor, og en slik medrivning utelukker ikke at man kan bruke slammet under sementeringen.
Sementering ved hjelp av foreliggende oppfinnelse kan også utføres ved at man tilsetter ingredienser slik at det dan-nes en oksysulfatsement i andre sjøvannsslam inneholdende lig-nosulfonat, karboksymetylcellulose, stivelse eller lignende. Leireinnholdet i slammet må imidlertid modifiseres slik at man holder det på et minimum ettersom betydelige leiremengder i høy grad påvirker og svekker magnesiumoksysulfatsementproduktet. Vanligvis vil sementsammensetninger brukes med sjøvann eller saltoppløsningsslam opparbeidet med lavt leireinnhold. Disse slam med lavt leireinnhold har vanligvis mindre enn 14,2 g/liter av én svellbar leire når de opparbeides, og slam med så lavt leireinnhold gir en god sement når de brukes sammen med sammensetninger ifølge foreliggende oppfinnelse. Det skal understre-kes at i de foretrukne magnesiumslam, kan man lett tolerere innhold av faste stoffer av dolomitt, magnesiumkarbonat og lignende på mer enn 14,2 g/liter. Svellbare leirer svekker imidlertid sementsammensetningen og ettersom man vanligvis får medrevet noe leire i borevæsken under selve boringen, så er det foretrukket ikke å prøve sementering ved hjelp av foreliggende sammensetninger når slammet opprinnelig er opparbeidet slik at inn-holdet av leire er mer enn 14,2 g/liter.
Således blir sementering utført ved å tilsette magnesiumoksyd, magnesiumsulfat og dolomitt eller magnesiumkarbonat til en borevæske i tilstrekkelige mengder til at man får fremstilt en magnesiumsoksysulfatsement. For å fremstille den sementerende sammensetning kan ovennevnte materialer kombineres i tilstrekkelige mengder til at man får tilveiebragt fra ca. 9 til ca. 40 vektdeler magnesiumoksyd, fra ca. 12 til ca. 50 vektdeler magnesiumsulfat og fra ca. 20 til ca. 60 vektdeler magnesiumkarbonat eller dolomitt. Monohydratformen av magnesiumsulfat er foretrukket ettersom heptahydratformen (epsom-saltet) er mer korroderende. Denne sementadditivkombinasjonen kombineres så med boreslammet, med eller uten tilsetning av vann for regulering av viskositeten og for å få en sammensetning med pumpbar viskositet. Vanligvis vil slam basert på magnesiumsalter være lett pumpbare. F.eks. vil et magnesium-saltbasert slam av den type som er beskrevet som slamsetning-er A, B og C, gi en viskositet på 150 sekunder og allikevel være lett pumpbar. Ferskvann eller saltvann kan tilsettes sementen for å regulere viskositeten. Leirebaserte slam med en slik viskositet resulterer ofte i for sterk oppbygning av trykk. Vanligvis vil den endelige sammensetningen inneholde fra ca. 20 til ca. 47 vektprosent vann heri inngår også det som tilveiebringes av slammet, avhengig av den forønskede pump-barhet. Vanligvis vil de fleste sementer hvor man bruker mag-nesiumsaltbaserte slam være opparbeidet med fra 28 til 40 vektprosent vann.
Sementsammensetninger bør fortrinnsvis ikke opparbeides ved å bruke silisiumdioksyd, natriumsilikat eller kaliumsilikat som fyllstoffer. Natriumsilikat og diatoméjord som fyllstoffer resulterer i en for sterk fortykning av sementsammensetningen. Silisiumdioksydpulver har en tilsvarende effekt og gir et seigt og kornet produkt. Kalsiumkarbonat som fyllstoff vekker sement-styrken når det tilsettes i mengder på over ca. 15 vektprosent. Det foretrukne fyllmaterialet er følgelig dolomitt eller magnesiumkarbonat. Skjønt fortykningstiden og herdetiden reduseres, så vil bruken av dolomitt og/eller magnesiumkarbonat gi en sterk ekspanderende sement med lav permeabilitet.
En rekke eksempler på sementsammensetninger ble fremstilt ved å bruke de mengder som er angitt i det etterfølgende
. (på vektbasis). Styrke- og herdetid ble bestemt ved 90°C og 1 atmosfæres trykk. Herdetiden er den tid som sammensetningen brukte for å nå en viskositet på 100 poise.
En retarder var nødvendig for å forsinke herdningen på sementene med høy styrke. Boraks eller natriumtetraborat fant man var egnet til å forsinke herdetiden uten å svekke styrken. Således fant man at fra 1-2% natriumtetraborat forsinket herdetiden på sementsammensetning til over ca. 200 - 400 minutter med en resulterende styrke på over 21 kg/cm 2. I sammensetningene 3 og 4 øket den samme mengde natriumtetraborat herdetiden til 130 - 300 minutter med styrker over 42 kg/cm 2 (sement 3) og til 100 - 230 minutter med styrker på over 71 kg/cm<2>
(sement 4). Når man tilsatte så lite som \ vekt-% natriumtetraborat, fikk man ingen eller liten forandring i herdetiden. Således kan ca. 1 til ca. 4 vekt-% natriumtetraborat tilsettes blandinger ifølge foreliggende oppfinnelse som en retarder.
Det skal angis at en 2% konsentrasjon av denne retarder resulterer i en svekkelse av styrken på ca. 10% som bør forventes.
For å illustrere virkemåten for sementer ble det fremstilt forskjellige sementsammensetninger ved å bruke vann og ved å bruke magnesiumsaltslamsammensetninger. De slamsammen-setninger som ble brukt var fremstilt som angitt nedenfor i vektdeler.
Slam A: 1000 deler vann, 64 deler magnesiumklorid, 72 deler magnesiumsulfat (monohydrat), 20 deler kaliumklorid og 44 deler natriumklorid, 3 deler gips, 3 deler dolomitt hurtigkalk, 35 deler dolomitt og 30 deler stivelse.
Slam B: Samme som slam A, men den dobbelte saltmengde (dvs.
magnesiumklorid, magnesiumsulfat, natriumklorid og kaliumklorid).
Slam C: 1000 deler vann, 48 deler magnesiumklorid, 54 deler magnesiumsulfat (monohydrat), 165 deler natriumklorid, 15 deler kaliumklorid, 3 deler gips, 3 deler dolomitt
hurtigkalk, 35 deler dolomitt og 30 deler stivelse. Dette slam inneholdt forurensning av gips og leire.
Når de ovennevnte slamtyper ble brukt istedenfor vann i de ovennevnte sementsammensetninger (fra tabell II), med små vannjusteringer for viskositeten, fikk man følgende resultater:
Det fremgår av de ovennevnte resultater at man ved å bruke boreslam, selv det forurensede slam C, hadde den effekt at man forlenget herdetiden og svakt senket styrken. Den ende-'lige styrke på sement fremstilt ved hjelp av blandinger ifølge foreliggende styrke nåes ikke i løpet av 2 4 timer. Ved prøving av sementene fra tabell II for styrke etter lengre tidsrom, fant man at styrken på sement nr. 1 steg fra 20 kg/cm 2 ved 24 timer til 22 etter 72 timer og til 50 kg/cm 2 etter 168 timer. Tilsvarende viste alle sammensetninger etter 168 timer tilsvarende proporsjonal økning.
Sementsammensetninger fra tabell II ble prøvet i en prøveanordning hvor sementen kunne underkastes økende temperatur og trykk under herdning. Sementsammensetningene fra tabell II ble blandet med 2 og 4% natriumtetraborat. Herdetiden og styrke ble målt i anordningen med temperaturer som øket fra 20 - 96°C og et trykk som øket fra 1 atmosfære til 9 42 atmosfærer i løpet av 84 minutter.
(De verdier som er merket med en stjerne er tilnærmede verdier som ansees å være nøyaktige).
Det fremgår av det ovenstående at betingelser man vil finne langt nede i borehull vil korte herdetiden, men at natri-umtetraboratet imidlertid funksjonerer slik at man får forsinket herdetiden betydelig selv om man reduserer styrken slik som angitt ovenfor.
Sementsammensetninger kan videre tilsettes additiver såsom biocider og lignende. Tilsetning av små mengder av klorid-salter såsom klorinert kalk eller jernklorid (spesielt FeCl^' 6H2O) vil søke styrken uten at man i særlig grad påvirker herdetiden når de brukes i mengder på fra 1-3 vektprosent. Det er videre underforstått at modifikasjoner kan utføres ved å bruke naturlig forekommende materialer såsom naturlig brutt sulfat av pottaskemagnesiumoksyd (inneholdende magnesiumsulfat og kal-siumsulfat) eller kieseritt eller epsomitt for å få tilveiebragt det forønskelige magnesiumsulfat. Magnesiumsulfat kan også tilveiebringes i monohydrat- eller heptahydratformen (epsomsalter), skjønt sistnevnte forbindelse er mindre foretrukket ettersom dette gir en mer korroderende blanding. Magnesiumoksyd kan tilveiebringes i naturlig magnesiumoksyd eller kalsinerte, natur-lige produkter som inneholder magnesiumoksyd. Andre variasjoner og modifikasjoner vil fremgå for fagfolk på området.
Slam som beskrevet ovenfor kan brukes for sementering ved å bruke velkjent teknikk. Den herdbare blanding kan opparbeides sammen med slammet slik at man danner en sement-"pille" som kan pumpes til det ønskede sted i borehullet ved å bruke avstandsstykker eller velkjente brønnsementeringsredskap. Pillen av det herdbare materiale kan selvsagt pumpes ved å bruke borevæsken. Når pillen er plassert på det ønskede sted i borehullet, kan sirkulasjonen stoppes og man lar sementen herde. Det er underforstått at man kan bruke mange forskjellige brønn-sementeringsteknikker for å plassere sementen, skjønt det vanligvis ikke er nødvendig å bruke skrapere eller lignende for å fremstille borehullet når boringen er blitt utført ved hjelp av borevæske av magnesiumsalttypen.

Claims (5)

1. Herdbar blanding for sementering av dype borehull som tilsetning til en borevæske på basis av sjøvann eller en vandig saltoppløsning med mindre enn 14,2 g/liter svellbar leire eller slam og andeler av magnesiumoksyd, magnesiumklorid og/ eller magnesiumsulfat, karakterisert ved at blandingen inneholder ca. 9 til 40 vektdeler magnesiumoksyd,
12 til 50 vektdeler magnesiumsulfat, 20 til 60 vektdeler magnesiumkarbonat eller dolomitt og 20 til 47 vektdeler vann inkludert det som tilveiebringes fra borevæsken.
2. Blanding ifølge krav 1, karakterisert ved at den inneholder ca. 1 til 4 vektprosent natriumtetraborat.
3. Blanding ifølge krav 1, karakterisert ved at borevæsken er en leirefri væske på basis av magnesiumsalter.
4. Blanding ifølge krav 3,karakterisert ved at borevæsken inneholder magnesiumsulfat, dolomitt eller magnesiumkarbonat og et kalsium- eller magnesiumoksyd.
5. Blanding ifølge krav 3, karakterisert ved at borevæsken inneholder magnesiumsalter i forbindelse med en amoniumforbindelse.
NO751247A 1974-04-25 1975-04-09 Herdbar blanding for sementering av dype borehull NO144047C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US463899A US3887009A (en) 1974-04-25 1974-04-25 Drilling mud-cement compositions for well cementing operations

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO751247L NO751247L (no) 1975-10-28
NO144047B true NO144047B (no) 1981-03-02
NO144047C NO144047C (no) 1981-06-10

Family

ID=23841735

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO751247A NO144047C (no) 1974-04-25 1975-04-09 Herdbar blanding for sementering av dype borehull

Country Status (9)

Country Link
US (1) US3887009A (no)
CA (1) CA1053892A (no)
DK (1) DK158675A (no)
FR (1) FR2268766B1 (no)
GB (1) GB1480161A (no)
IE (1) IE42916B1 (no)
IT (1) IT1035390B (no)
NL (1) NL180498C (no)
NO (1) NO144047C (no)

Families Citing this family (129)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4190110A (en) * 1978-05-19 1980-02-26 The Western Company Of North America Method of cementing wellbores using high temperature cement mud spacer
DE2835451C2 (de) * 1978-08-12 1985-10-24 Saarbergwerke AG, 6600 Saarbrücken Verfahren zum Verfestigen von Kohle und/oder Gestein im Bergbau
US4202413A (en) * 1978-11-15 1980-05-13 Mobil Oil Corporation Well cementing process using presheared water swellable clays
DE2938305C2 (de) * 1979-09-21 1983-12-29 Bergwerksverband Gmbh, 4300 Essen Verfahren zum Herstellen von Spreng-Anker- und Injektionslöchern in Gebirgsschichten
US4768593A (en) * 1983-02-02 1988-09-06 Exxon Production Research Company Method for primary cementing a well using a drilling mud composition which may be converted to cement upon irradiation
US4760882A (en) * 1983-02-02 1988-08-02 Exxon Production Research Company Method for primary cementing a well with a drilling mud which may be converted to cement using chemical initiators with or without additional irradiation
DE3341038C2 (de) * 1983-11-12 1985-09-19 Chemische Fabrik Kalk GmbH, 5000 Köln Mittel zum Abdichten von Bohrlochwandungen
NO158735C (no) * 1984-01-23 1988-10-26 Petreco Petroleum Recovery Con Masse for stoeping, saerlig for innstoeping av foringsroer i borehull,og framgangsmaate for framstilling av denne massen.
DE3539474A1 (de) * 1985-11-07 1987-05-21 Didier Werke Ag Verfahren zum verfuellen eines raumes in einem salzstock
US4883125A (en) * 1987-12-11 1989-11-28 Atlantic Richfield Company Cementing oil and gas wells using converted drilling fluid
US5016711A (en) * 1989-02-24 1991-05-21 Shell Oil Company Cement sealing
US4924942A (en) * 1989-02-28 1990-05-15 Union Oil Company Of California Well forming process
US5207831A (en) * 1989-06-08 1993-05-04 Shell Oil Company Cement fluid loss reduction
US5260269A (en) * 1989-10-12 1993-11-09 Shell Oil Company Method of drilling with shale stabilizing mud system comprising polycyclicpolyetherpolyol
US5058679A (en) * 1991-01-16 1991-10-22 Shell Oil Company Solidification of water based muds
US5673753A (en) * 1989-12-27 1997-10-07 Shell Oil Company Solidification of water based muds
US5423379A (en) * 1989-12-27 1995-06-13 Shell Oil Company Solidification of water based muds
US5515921A (en) * 1989-12-27 1996-05-14 Shell Oil Company Water-base mud conversion for high tempratice cementing
US5464060A (en) * 1989-12-27 1995-11-07 Shell Oil Company Universal fluids for drilling and cementing wells
US5076852A (en) * 1990-07-20 1991-12-31 Atlantic Richfield Company Cementing oil and gas wells
US5038863A (en) * 1990-07-20 1991-08-13 Altantic Richfield Company Cementing oil and gas wells
US5281270A (en) * 1992-02-19 1994-01-25 Halliburton Company Retarded acid soluble well cement compositions and methods
US5220960A (en) * 1992-02-19 1993-06-22 Halliburton Company Retarded acid soluble well cement compositions and methods
US5275511A (en) * 1992-10-22 1994-01-04 Shell Oil Company Method for installation of piles in offshore locations
US5307876A (en) * 1992-10-22 1994-05-03 Shell Oil Company Method to cement a wellbore in the presence of carbon dioxide
US5325922A (en) * 1992-10-22 1994-07-05 Shell Oil Company Restoring lost circulation
US5351759A (en) * 1992-10-22 1994-10-04 Shell Oil Company Slag-cement displacement by direct fluid contact
US5311945A (en) * 1992-10-22 1994-05-17 Shell Oil Company Drilling and cementing with phosphate
US5330006A (en) * 1992-10-22 1994-07-19 Shell Oil Company Oil mud displacement with blast furnace slag/surfactant
US5314022A (en) * 1992-10-22 1994-05-24 Shell Oil Company Dilution of drilling fluid in forming cement slurries
US5322124A (en) * 1992-10-22 1994-06-21 Shell Oil Company Squeeze cementing
US5379843A (en) * 1992-10-22 1995-01-10 Shell Oil Company Side-tracking cement plug
US5311944A (en) * 1992-10-22 1994-05-17 Shell Oil Company Blast furnace slag blend in cement
US5332040A (en) * 1992-10-22 1994-07-26 Shell Oil Company Process to cement a casing in a wellbore
US5343951A (en) * 1992-10-22 1994-09-06 Shell Oil Company Drilling and cementing slim hole wells
US5285679A (en) * 1992-10-22 1994-02-15 Shell Oil Company Quantification of blast furnace slag in a slurry
US5343950A (en) * 1992-10-22 1994-09-06 Shell Oil Company Drilling and cementing extended reach boreholes
US5269632A (en) * 1992-10-22 1993-12-14 Shell Oil Company Method for strengthening the structural base of offshore structures
US5309999A (en) * 1992-10-22 1994-05-10 Shell Oil Company Cement slurry composition and method to cement wellbore casings in salt formations
US5343952A (en) * 1992-10-22 1994-09-06 Shell Oil Company Cement plug for well abandonment
US5301754A (en) * 1992-10-22 1994-04-12 Shell Oil Company Wellbore cementing with ionomer-blast furnace slag system
US5309997A (en) * 1992-10-22 1994-05-10 Shell Oil Company Well fluid for in-situ borehole repair
US5343947A (en) * 1992-10-22 1994-09-06 Shell Oil Company Anchor plug for open hole test tools
US5277519A (en) * 1992-10-22 1994-01-11 Shell Oil Company Well drilling cuttings disposal
MY112090A (en) * 1992-10-22 2001-04-30 Shell Int Research Method for drilling and cementing a well
US5301752A (en) * 1992-10-22 1994-04-12 Shell Oil Company Drilling and cementing with phosphate-blast furnace slag
US5314031A (en) * 1992-10-22 1994-05-24 Shell Oil Company Directional drilling plug
US5307877A (en) * 1992-10-22 1994-05-03 Shell Oil Company Wellbore sealing with two-component ionomeric system
US5284513A (en) * 1992-10-22 1994-02-08 Shell Oil Co Cement slurry and cement compositions
US5327968A (en) * 1992-12-30 1994-07-12 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5305831A (en) * 1993-02-25 1994-04-26 Shell Oil Company Blast furnace slag transition fluid
US5355954A (en) * 1993-11-02 1994-10-18 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5398758A (en) * 1993-11-02 1995-03-21 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5749418A (en) * 1997-04-14 1998-05-12 Halliburton Energy Services, Inc. Cementitious compositions and methods for use in subterranean wells
US5968255A (en) * 1997-04-14 1999-10-19 Halliburton Energy Services, Inc. Universal well cement additives and methods
US6664215B1 (en) * 2000-06-06 2003-12-16 Brian H. Tomlinson Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same
GB2366578B (en) * 2000-09-09 2002-11-06 Schlumberger Holdings A method and system for cement lining a wellbore
US6457524B1 (en) 2000-09-15 2002-10-01 Halliburton Energy Services, Inc. Well cementing compositions and methods
US9512346B2 (en) 2004-02-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement
US7607482B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles
US7445669B2 (en) 2005-09-09 2008-11-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US7246665B2 (en) 2004-05-03 2007-07-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions in a subterranean formation
US8403045B2 (en) 2005-09-09 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations
US8522873B2 (en) 2005-09-09 2013-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US8307899B2 (en) 2005-09-09 2012-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite
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
US8297357B2 (en) 2005-09-09 2012-10-30 Halliburton Energy Services Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use
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
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
US7631692B2 (en) * 2005-09-09 2009-12-15 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising a natural pozzolan and associated methods
US7789150B2 (en) 2005-09-09 2010-09-07 Halliburton Energy Services Inc. Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use
US8505630B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating spacer fluids and methods of use
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
US8281859B2 (en) 2005-09-09 2012-10-09 Halliburton Energy Services Inc. Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size
US8333240B2 (en) * 2005-09-09 2012-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations
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
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
US7743828B2 (en) * 2005-09-09 2010-06-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content
US7478675B2 (en) * 2005-09-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods
US8505629B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US7607484B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use
US9809737B2 (en) 2005-09-09 2017-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
US7353870B2 (en) * 2005-09-09 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US7387675B2 (en) * 2005-09-09 2008-06-17 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed settable compositions comprising cement kiln dust
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
US8950486B2 (en) 2005-09-09 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use
US7335252B2 (en) * 2005-09-09 2008-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust
US7337842B2 (en) * 2005-10-24 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7381263B2 (en) * 2005-10-24 2008-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7284609B2 (en) * 2005-11-10 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust
US7338923B2 (en) * 2006-04-11 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable drilling fluids comprising cement kiln dust
US7204310B1 (en) 2006-04-11 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust
US7431086B2 (en) * 2007-01-11 2008-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of servicing a wellbore with compositions comprising quaternary material and sorel cements
US7763572B2 (en) * 2007-01-11 2010-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising quaternary material and sorel cements
US7893011B2 (en) * 2007-01-11 2011-02-22 Halliburton Energy Services Inc. Compositions comprising Sorel cements and oil based fluids
US20080196628A1 (en) * 2007-02-20 2008-08-21 Ashok Santra Cement Compositions Comprising Rock-Forming Minerals 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
US9512351B2 (en) 2007-05-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
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
US7712530B1 (en) 2007-08-09 2010-05-11 Superior Energy Services, L.L.C. Pre-stressed annular sealant and method of creating a durable seal in a well bore annulus
US20120090509A1 (en) * 2011-07-11 2012-04-19 Albert George M Method for making concrete from drilling waste byproducts
US9255454B2 (en) 2012-03-09 2016-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US9580638B2 (en) 2012-03-09 2017-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Use of synthetic smectite in set-delayed cement compositions
US9328583B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US10195764B2 (en) 2012-03-09 2019-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US8851173B2 (en) 2012-03-09 2014-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US10202751B2 (en) 2012-03-09 2019-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US9255031B2 (en) 2012-03-09 2016-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Two-part set-delayed cement compositions
US9328281B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Foaming of set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime
US9371712B2 (en) 2012-03-09 2016-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods
US9227872B2 (en) 2012-03-09 2016-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods
US9856167B2 (en) 2012-03-09 2018-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigation of contamination effects in set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime
US9505972B2 (en) 2012-03-09 2016-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation treatment fluids comprising pumice and associated methods
US9212534B2 (en) 2012-03-09 2015-12-15 Halliburton Energy Services, Inc. Plugging and abandoning a well using a set-delayed cement composition comprising pumice
US9534165B2 (en) 2012-03-09 2017-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions and methods of use
US9790132B2 (en) 2012-03-09 2017-10-17 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US10082001B2 (en) 2012-03-09 2018-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Cement set activators for cement compositions and associated methods
CA2920466C (en) 2013-09-09 2018-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Activation of set-delayed cement compositions by retarder exchange
CA2970593C (en) 2013-12-13 2019-07-16 Brian Henry Tomlinson Cement compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow
US9546313B2 (en) 2013-12-13 2017-01-17 Brian Henry Tomlinson Compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow
CN112456955B (zh) * 2020-12-01 2022-06-03 西南科技大学 碱式硫酸镁水泥基轻质多孔材料及其制备方法
US11499085B1 (en) * 2021-11-29 2022-11-15 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Composition and method for controlling lost circulation
US11858039B2 (en) 2022-01-13 2024-01-02 Saudi Arabian Oil Company Direct ink printing of multi-material composite structures
US11820935B1 (en) * 2022-06-15 2023-11-21 Saudi Arabian Oil Company Method and composition for setting a wellbore fluid

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1634505A (en) * 1922-05-01 1927-07-05 Cleveland Trust Co Oxychloride cement and process of making same
US2649160A (en) * 1952-03-15 1953-08-18 Atlantic Refining Co Method of cementing casings in oil wells
US3168139A (en) * 1961-05-08 1965-02-02 Great Lakes Carbon Corp Converting drilling muds to slurries suitable for cementing oil and gas wells
US3208523A (en) * 1962-03-01 1965-09-28 Minerals & Chem Philipp Corp Method of recovering lost circulation in drilling wells and fluid therefor
US3447938A (en) * 1966-08-08 1969-06-03 V R B Associates Inc Lightweight high-strength cement compositions
US3409093A (en) * 1967-04-17 1968-11-05 Halliburton Co Method of drilling wells
US3499491A (en) * 1968-06-28 1970-03-10 Dresser Ind Method and composition for cementing oil well casing
US3526172A (en) * 1968-09-24 1970-09-01 Chem Service Eng Inc Method for producing a hard paving or surfacing material
US3701384A (en) * 1971-03-11 1972-10-31 Dow Chemical Co Method and composition for controlling flow through subterranean formations

Also Published As

Publication number Publication date
DE2517675A1 (de) 1975-11-13
NL180498C (nl) 1987-03-02
DE2517675B2 (de) 1977-06-23
GB1480161A (en) 1977-07-20
NL7504892A (nl) 1975-10-28
IE42916B1 (en) 1980-11-19
US3887009A (en) 1975-06-03
CA1053892A (en) 1979-05-08
FR2268766B1 (no) 1981-10-09
IT1035390B (it) 1979-10-20
FR2268766A1 (no) 1975-11-21
NO751247L (no) 1975-10-28
IE42916L (en) 1975-10-25
NL180498B (nl) 1986-10-01
DK158675A (da) 1975-10-26
NO144047C (no) 1981-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO144047B (no) Herdbar blanding for sementering av dype borehull
US5295543A (en) Converting drilling fluids to cementitious compositions
CA1127074A (en) Treating wells to mitigate flow-after-cementing
US3499491A (en) Method and composition for cementing oil well casing
US3168139A (en) Converting drilling muds to slurries suitable for cementing oil and gas wells
US3878110A (en) Clay-free aqueous sea water drilling fluids containing magnesium oxide or calcium oxide as an additive
EP1213270B1 (en) Well cement fluid loss control additive
NO177634B (no) Fremgangsmåte for sementering av et borehull, samt sementblanding for sementering av et hulrom deri
CA1091438A (en) Method of controlling fluid loss from thixotropic cement
US3816148A (en) Composition and process for strengthening and sealing geological formations and strata in mining and deep drilling
US20100006288A1 (en) Sorel cements and methods of making and using same
NO326816B1 (no) Sementholdige bronnborevaesker og fremgangsmate til boring av en underjordisk formasjon
NO324366B1 (no) Sammensetning for kontroll av bronnfluid og gassinntrengning og fremgangsmate for bruk av samme
US7357834B2 (en) Cement composition for use with a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent
NO325397B1 (no) Sementblandinger for tetting av underjordiske soner
US9315713B2 (en) Amphoteric polymer suspending agent for use in calcium aluminate cement compositions
NO812339L (no) Saltvannsementoppslemminger og vanntapsreduserende additiver for slike.
CA2648747C (en) Settable drilling fluids comprising cement kiln dust and methods of using them
US4050948A (en) Method of making lightweight cement slurries and their uses
NO341157B1 (no) Blanding for behandling av brønner samt fremgangsmåte ved behandling av en brønn med samme
EP0581812B1 (en) Method of cementing a well
NO135940B (no)
EP0605113A1 (en) Drilling fluid utilisation
EP4382502A1 (en) Sorel cement composition with enhanced compressive strength and hydrothermal stability
NO753108L (no)