NO144047B - Herdbar blanding for sementering av dype borehull - Google Patents
Herdbar blanding for sementering av dype borehull Download PDFInfo
- 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
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 51
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 63
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 39
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 claims description 31
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 26
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 22
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims description 20
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims description 20
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 claims description 16
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 15
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 14
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 claims description 12
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 claims description 10
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 claims description 10
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 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 claims description 9
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 9
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims description 6
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 5
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000003868 ammonium compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 88
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 18
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 18
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 18
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 235000014380 magnesium carbonate Nutrition 0.000 description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 8
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 8
- 229940053326 magnesium salt Drugs 0.000 description 7
- IQYKECCCHDLEPX-UHFFFAOYSA-N chloro hypochlorite;magnesium Chemical group [Mg].ClOCl IQYKECCCHDLEPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 6
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 6
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 4
- 150000004682 monohydrates Chemical group 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- RCJVRSBWZCNNQT-UHFFFAOYSA-N dichloridooxygen Chemical compound ClOCl RCJVRSBWZCNNQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 150000004688 heptahydrates Chemical group 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 229910052928 kieserite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- CENHPXAQKISCGD-UHFFFAOYSA-N trioxathietane 4,4-dioxide Chemical compound O=S1(=O)OOO1 CENHPXAQKISCGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 1
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229910052564 epsomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 235000011160 magnesium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- WRUGWIBCXHJTDG-UHFFFAOYSA-L magnesium sulfate heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[O-]S([O-])(=O)=O WRUGWIBCXHJTDG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K magnesium;potassium;trichloride;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-].[Cl-].[K+] PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 229930014626 natural product Natural products 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L potassium sulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-BKFZFHPZSA-N potassium-44 Chemical group [44K] ZLMJMSJWJFRBEC-BKFZFHPZSA-N 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 235000019794 sodium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C04B28/30—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 magnesium cements or similar cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/05—Aqueous 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.
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)
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)
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 |
-
1974
- 1974-04-25 US US463899A patent/US3887009A/en not_active Expired - Lifetime
-
1975
- 1975-04-09 NO NO751247A patent/NO144047C/no unknown
- 1975-04-09 GB GB14531/75A patent/GB1480161A/en not_active Expired
- 1975-04-11 DK DK158675A patent/DK158675A/da not_active IP Right Cessation
- 1975-04-15 CA CA224,660A patent/CA1053892A/en not_active Expired
- 1975-04-21 IT IT49205/75A patent/IT1035390B/it active
- 1975-04-24 FR FR7512905A patent/FR2268766B1/fr not_active Expired
- 1975-04-24 NL NLAANVRAGE7504892,A patent/NL180498C/xx not_active IP Right Cessation
- 1975-04-25 IE IE934/75A patent/IE42916B1/en unknown
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) |