NO162810B - Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner. - Google Patents

Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner. Download PDF

Info

Publication number
NO162810B
NO162810B NO831090A NO831090A NO162810B NO 162810 B NO162810 B NO 162810B NO 831090 A NO831090 A NO 831090A NO 831090 A NO831090 A NO 831090A NO 162810 B NO162810 B NO 162810B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
cement
latex
weight
slurry
stabilizer
Prior art date
Application number
NO831090A
Other languages
English (en)
Other versions
NO831090L (no
NO162810C (no
Inventor
Philippe Andre Parcevaux
Bernard Maurice Piot
Claude Joseph Vercaemer
Original Assignee
Schlumberger Cie Dowell
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
Priority claimed from FR8205983A external-priority patent/FR2524460A1/fr
Priority claimed from FR8301031A external-priority patent/FR2539735B2/fr
Application filed by Schlumberger Cie Dowell filed Critical Schlumberger Cie Dowell
Publication of NO831090L publication Critical patent/NO831090L/no
Publication of NO162810B publication Critical patent/NO162810B/no
Publication of NO162810C publication Critical patent/NO162810C/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/24—Macromolecular compounds
    • C04B24/26—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C04B24/2676—Polystyrenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/0027—Standardised cement types
    • C04B2103/0028—Standardised cement types according to API
    • C04B2103/0035—Type G

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Ceramic Products (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører sementoppslemming og fremgangsmåte for sementering av oljebrønner og geotermiske brønner. Komponentene i oppslemmingen inhiberer det såkalte "gasskanaliserings"-fenomen så snart dette oppstår, ved hjelp av en helt ny mekanisme.
Gasskanalisering (kanalisering av gass under trykk
i det sementerte hull) er meget velkjent for fagfolk innen området oljebrønnsementering.
Det har imidlertid blitt observert at gasskanalisering forekommer etter injeksjon av sementoppslemmingen i det ringformede rom mellom de gjennomborede bergarter og brønn-foringen, når brønnen krysser en gasslomme under trykk.
Gasskanaliseringsfenomenet kan oppstå under stivning av en sementoppslemming fra det øyeblikk når oppslemmingen får en viss herdningsgrad slik at det hydrostatiske trykket til sementsøylen ikke lenger fullstendig overføres til sonen med gasslommen, men oppslemmingen fremdeles ikke er tilstrekkelig herdet til å hindre at gass kanaliseres gjennom den delvis herdede oppslemming.
Gass under trykk strømmer da gjennom sementsøylen under stivningen, og/eller mellom sementen og de kryssede bergarter, og i sementen dannes således flere kanaler som kan nå overflaten.
Dette fenomen kan dessuten forøkes ved krymping av sementen og eventuelt ved væsketap fra sementoppslemmingen når de kryssede bergarter er porøse.
Gasskanalisering er derfor et meget alvorlig problem som forårsaker at sementen blir skjør og man får videre problemer med overflatesikkerhet.
Alle forsøkene som er foretatt for å løse dette problem viser at det er alvorlig og det har opptatt fagfolk innen oljeindustrien i flere år.
Den fullstendige eller delvis mangel på suksess for disse forsøk er også en indikasjon på de vanskeligheter som er involvert og som enda ikke har blitt overvunnet eller bare delvis, til tross for behovet som føles av alle olje-selskaper, også når gassen foreligger under relativt lavt trykk.
Det skal videre bemerkes at betingelser som er knyttet til brønnsementeringsteknikker kompliserer problemet: spesielt, dersom additiver anvendes må oppslemmingen være lett pumpbar i flere timer og generelt må additivenes egenskaper og effektivitet ikke endres under strenge betingelser for temperatur og trykk som råder ved brønnens bunn.
På den annen side er det nødvendig å opprettholde en god trykkstyrke, gode rheologiske1 egenskaper og å hindre dannelsen av fritt vann og væsketap.
I betraktning av antallet av og kompleksiteten til parametrene ved sementering og på bakgrunn av enkelte av disse parametres innbyrdes motstridende karakter, er det derfor ikke overraskende at oljeindustrien ikke har vært i stand til å løse problemet med gasskanalisering på tilfreds-stillende måte.
I den tidligere teknikk har•det vært gjort forsøk på å øke viskositeten til formasjonsvann ved å tilsette en vannoppløselig polymer (og spesielt,ved å tilsette poly-etylenimin eller derivater derav).
Det har også vært forsøkt å, blande sementoppslemmingen med en monomer slik som akrylamid, som kan gjennomgå flash-polymerisasjon in situ før oppslemmingen begynner å fortykkes og derfor før gasskanalisering kan oppstå. Det har imidlertid ikke vært mulig å regulere polymerisasjon.
Tiksotrope eller ekspanderende sementer har også blitt benyttet, men de har ofte vist seg å være ineffektive.
Ifølge britisk patent 1 460 508 har det vært forsøkt å blande et skumdannelsesmiddel med en sementoppslemming. Det viste seg imidlertid at dette middel ikke lenger var tilgjengelig for dannelse av et stabilt skum under innvirkning av gassen ettersom det ble adsorbert på sementpartik-lene.
US patent 4 304 248 beskriver en fremgangsmåte hvor-ved et in situ-gassproduserende middel blandes med oppslemmingen for å kompensere for minskingen i hydrostatisk trykk.
Et anbefalt gassproduserende middel er aluminium- pulver som allerede har to ulemper: bæreren for det benyttede aluminium var en glykolforbindelse og den produserte gass var hydrogen, og farene i denne forbindelse er kjente.
Gassproduksjon kunne dessuten ikke kontrolleres:
for lite, og man hindret ikke gasskanalisering; for mye, og dette gjorde oppslemmingen temmelig permeabel.
I betraktning av det ovenstående er det overraskende at foreliggende oppfinnelse til slutt løser problemet med gasskanalisering, ikke bare under opprettholdelse av de viktige egenskapene til sementen (pumpbarhet osv.), men også ved forbedring av visse av disse egenskaper, og det mulig-gjøres derfor at gasskanaliseringen kan inhiberes selv ved en betydelig dybde (dvs. spesielt ved høy brønntemperatur som kan være over 85°C og endog opp til over 251,7 C).
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en sementoppslemming for sementering av oljebrønner og eventuelt geotermiske brønner, med forbedrede sementegenskaper og for inhibering av trykkgasskanalisering i det sementerte ringrom, og også ved høy temperatur, kjennetegnet ved at oppslemmingen inneholder følgende komponenter:
hydraulisk sement
styren-butadienlateks (70-30 vekt-% styren og 30-70
vekt-% butadien) i en mengde på 5-30 vekt-% i forhold til sementen;
lateksstabilisator valgt fra alkalimetallsaltene av kondensasjonsproduktet av mononaftalensulfonsyre og formaldehyd, fortrinnvis natriumsaltet, i en mengde på 1-20, fortrinnsvis 3-15 vekt-% i forhold til lateksen;
vann i en mengde på 30-60 vekt-% i forhold til sementen minus volumet av lateksen og stabilisatoren.
Videre er det ifølge oppfinnelsen tilveiebragt en fremgangsmåte for sementering av en oljebrønn for hindring av trykkgasskanalisering i det sementerte ringrommet, ved en temperatur opptil 10'0-110°C, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet' ved at man sementerer brønnen på konvensjonell måte under anvendelse for sementeringen av den ovenfor angitte oppslemmingen, som ikke omfatter noe silisiumdioksydmel.
Det er også ifølge oppfinnelsen tilveiebragt eri fremgangsmåte for sementering av en geotermisk brønn eller oljebrønn for hindring av trykkgasskanalisering i det sementerte ringrom, ved en temperatur over,250°C, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at man sementerer brønnen på konvensjonell måte ved anvendelse for sementering av oppslemmingene som definert i de medfølgende krav 5 eller 6.
Sementoppslemmingen (i det følgende også kalt sammensetning) ifølge oppfinnelsen omfatter således fire vesentlige bestanddeler:
a) en sement.
b) en lateks
c) en lateksstabilisator
d) vann.
a) Sementen er en hydraulisk sement tilhørende en hvilken
som helst klasse blant de som vanligvis benyttes for sementering av oljebrønner."
Med "hydrauliske sementer" forstås de sementer som omfatter forbindelser av kalsium, aluminium, silisium, oksy-gen og/eller svovel, og som stivner og herder ved reaksjon med vann.
Følgende tilsvarer spesielt denne definisjon: sementer vanligvis betegnet "Portland-sementer", f.eks. vanlig eller hurtig eller ekstra hurtigherdende Portland-sementer, eller sementer som er resistente overfor sulfater, og andre modifiserte Portland-sementer; sementer vanlig betegnet aluminiumholdige sementer, kalsiumaluminatsementer med høyt aluminiumoksydinnhold, og slike sementer som inneholder små mengder stivningsakseleratorer og -retarderende midler, luftmedbringende midler, samt Portland-sementer inneholdende sekundære bestanddeler (flyveaske, puzzolan) osv.
b) Lateksen velges fra styren/butadien-latekser og ,mer spesielt fra styren (70-30 vekt-%)/butadien (30-70 vekt-%)
latekser, som ikke innbefatter grupper som er uforenlige med sementen.
De ovenfor angitte prosentandeler bestemmes ut fra det faktum at for stor mengde butadien fremmer for tidlig koagulering av lateksen, mens ingen film dannes dersom lateksen inneholder for mye styren.
For ti år siden ble det benyttet latekser i utstrakt grad i sementer for oljeindustrien, men anvendes i dag i mye mindre grad.
Således ble latekser tidligere benyttet i sementer for oljeindustrien for å forbedre den mekaniske styrke (trykkstyrke, strekkfasthet osv.) til sementen. For dette formål ble styren-butadien-latekser benyttet, f.eks. ifølge US patenter 3 228 907 og 4 151 150.
US patent 3 228 907 anbefaler ikke en stabilisator, og flokkulering av lateksen observeres; de anbefalte sammensetninger er derfor fullstendig ineffektive mot det spesi-elle gasskanaliseringsfenomenet. Dessuten viser det seg at sammensetningene i det sistnevnte patent er vanskelige å pumpe.
I US patent 4 151 150 anbefales tilsetning av et overflateaktivt middel (natriumlaurylsulfat), men dette hindrer ikke koagulering av lateksen. De sammensetninger som er beskrevet i dette patent er derfor også ineffektive når det gjelder å hindre gasskanalisering. Bruken av disse sammensetninger er dessuten be1 renset til omgivelsestemperatur.
Belgisk patent 886 819 beskriver en sement som inneholder en lateks og en voks hvilket gir motstand mot vann-inntrengning. På den annen side manifesterer denne egenskap seg bare i den fullstendig herdede tilstand og skyldes på
den annen side tilstedeværelsen av voks og ikke av lateks.
US patent 3 058 520 angir bruk av en lateks (poly-vinylacetat) for å redusere væsketapet. Dette patent nevner imidlertid på den ene side ikke problemet med gasskanalisering og spesielt er på den annen side bruken av de beskrevne sammensetningene begrenset av en temperaturgrense på 50°C.
Fra det ovenstående fremgår det at selv om latekser har vært benyttet innen oljeindustrien, så har det ikke vært anbefalt for inhibering av gasskanalisering, skjønt dette problem allerede eksisterte på det tidspunkt, og videre kunne de tidligere angitte sammensetninger ikke ha løst dette problem, som omtalt ovenfor, spesielt på grunn av vanskeligheter med pumping, flokkulering av lateksen og/eller muligheter for bruk begrenset til lave temperaturer, c) Sammensetningene ifølge oppfinnelsen må absolutt inneholde en lateks-stabilisator (som også har en sekundær virkning som sementpartikkel-dispergeringsmiddel).
Den stabilisator som benyttes > i foreliggende oppfinnelse modifiserer således i betydelig grad lateksens filmdannende egenskap fordi den tillater at denne egenskap bare oppstår som reaksjon på forekomst av gass i oppslemmingen.
Denne overraskende "selektive" respons eller reaksjon er ansvarlig for det faktum at foreliggende sammensetninger leder til en sement som innehar flere utmerkede egenskaper, dvs. umiddelbar inhibering av gasskanaliseringen og forbedring av de andre egenskapene til sementen (rheologi osv.), idet en samling av slike egenskaper aldri tidligere har foreligget. Den overraskende karakter ved den selektive filmdannende respons hos- lateksen understrekes ut fra det faktum at ut fra de stabilisatorer som har blitt testet har bare et lite antall stabilisatorforbindelser vært i stand til å modifisere lateksens egenskaper på denne måte.
De stabilisatorer som er brukbare i oppfinnelsen er anioniske polyelektrolytter slik som melaminformaldehyd-harpikser modifisert med en sulfonsyre eller sulfitt, formaldehyd/sulfonerte naftalenharpikser eller kondensasjons-produktene av binukleære sulfonerte fenoler og av formaldehyd.
Fortrinnsvis velges alkalimetallsalter av kondensasjonsproduktet av mononaftalensulfonsyre og formaldehyd, og helst natriumsaltet.
I den tidligere teknikk anbefales et kondensasjons- produkt av formaldehyd og naftalensulfonsyre som middel for redusering av væsketapet, enten alene (US patent 3 465 825), men i dette tilfelle med meget middelmådige resultater, eller i kombinasjon med en polyoksyetylenforbindelse (US patent 3 998 773), idet dettes virkning er begrenset til en temperatur på 65°C.
Denne produkttype har således aldri blitt anbefalt
i den fullstendig forskjellige funksjon (vesentlig "selek-tiv" stabilisator for lateksen) som det har i foreliggende sammensetninger.
Det er også oppdaget at ved høye temperaturer når det er nødvendig med retarderende midler for å justere sementstivnetiden, kan noen anioniske sementretarderende midler slik som lignosulfonater, delvis desulfonerte lignosulfonater eller polyhydroksydikarboksylsyre delvis erstat-te den foretrukne stabilisatoren. Disse sementretarderende midler ble funnet å virke på samme måte som melamin- og formaldehydharpikser modifisert med en sulfonsyre eller sulfitt, men med en meget lavere effektivitet. Videre er mengden av et slikt retarderingsmiddel som kan tilsettes til sementen hovedsakelig bestemt av sementens størkningstid og ikke av lateksstabiliteten.
Derved avhenger forholdet mellom anionisk retarderingsmiddel og stabilisator av de respektive effektiviteter til retarderingsmiddelet for både retardering av sement-stivning og stabilisering av lateksen.
Foreliggende sammensetninger muliggjør nye veier når det gjelder regulering av gasskanalisering ved at det for første gang på effektiv måte lar seg gjøre å benytte innvirkningen av selve gassen på et additiv som inneholdes i sementoppslemmingen.
Disse sammensetninger øker dessuten betydelig grensen for brønndybden til hvilken kontroll av gasskanalisering er mulig fordi de er effektive i det minste opp til 100°C og noen betydelig høyere.
Det skal bemerkes at de tidligere kjente sementsam-mensetningene inneholdende en lateks ikke kunne anvendes over ca. 50°C og at det ikke er foreslått at operasjon kunne foretas på effektiv måte med sammensetninger tilhørende denne generelle type ved 85°C eller høyere, og meget mindre uten gasskanalisering.
For en fagmann representerer denne forskjell på
35°C eller mer et betydelig fremskritt hv angår brønndybde, på et område der det ikke vil vare en overdrivelse å si at et hvert fremskritt, selv bare på noen få grader, er meget betydelig.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det også oppdaget at de ovenfor angitte sementoppslemmingssammensetninger også kan anvendes ved et meget høyere temperaturområde, dvs. fra ca. 110°C og opp til nedbrytingstemperaturen for lateksen, nemlig omkring 287,8°C for en styren (50 vekt-%)/ butadien (50 vekt-%)-lateks.
For å dekke slike høye temperaturer er det i tillegg til de fire hovedbestanddelene a) - d) som angitt ovenfor (sement, lateks, lateksstabilisator, vann), foretrukket å inkorporere en spesiell silisiumdioksydkomponent, f.eks.
med størrelse 20 - 200 mesh, som fortrinnsvis er et silisiumdioksydmel med en partikkelstørrelsesfordeling lik den til det benyttede sementpulver, slik at silisiumdioksydet ikke har noen innvirkning på den kvalitet på lateksen som er nødvendig for å hindre gasskanalisering.
Ifølge en spesielt foretrukket variant angår derfor foreliggende oppfinnelse kombinasjonen av fem vesentlige bestanddeler: a) sement, b) lateks, c) lateksstabilisator,
d) vann, og e) silisiumdioksydmel, som sementoppslemmingssammensetninger for sementering av oljebrønner, hvilke
muliggjør kontroll av trykkgasskanalisering opp til en temperatur på ca. 287,8°C, hvor denne temperatur er begynnelsen på nedbrytningen (ved atmosfæretrykk, i luft) av de benyttede hovedlatekser.
Ifølge denne utførelse av oppfinnelsen vil følgende bli inkorporert: - fra 20 til 50 vekt-%, beregnet på sementen, silisiumdioksydmel og fortrinnsvis 30 - 35%,
- fra 20 til 30 vekt-%, beregnet på sementen, lateks,
- fra 3 til 15 vekt, beregnet på lateksen, lateksstabilisator.
Den ovenfor angitte prosentandel lateks, som det også er referert til i det følgende, er basert på lateksens totalvolum og ikke på den aktive polymerkomponent.
Foreliggende oppslemming kan inneholde de konvensjonelle additiver for sement, slik som spesielt anti-skumdannelsesmidler (f.eks. basert på tributylfosfat eller polypropylenglykol), størkningsretarderende midler, osv. - Andre eksempler på antiskumdannende midler er dibutyl-ftalat og polyorganosiloksaner. - Eksempler på størkningsretarderende midler er: lignosulfonater, delvis desulfonerte lignosulfonater, polyhydroksy-monokarboksylsyre eller polyhydroksydikarboksylsyre (som høytemperatur-retarderende midler og blant disse vinsyre og tartrater, D-glukonsyre, D-glukonater, heptonsyre og hepto-nater).
- Andre konvensjonelle additiver for sement:
Akseleratorer: kalsiumsalter
Lettgjørende midler: puzzolan, flyveaske, diatome-jord, silikater, ekspandert perlitt, gilsonitt, trekull, aktivt trekull, mikrokuler av glass eller keramikk, osv.
Tunggjørende materialer: oksyder av jern, titan, baritt, osv.
Ifølge oppfinnelsen vil mengdeandelene av de forskjellige bestanddelene være følgende (beregnet på vekt med-mindre annet er angitt): % lateks/sement: 5-30, men konsentrasjonen av lateks er direkte forbundet med anvendelsestemperaturen.
Følgende er foretrukket:
5-10% for en anvendelsestemperatur på 26,7-48,9°C
10-15% " " 48,9-82,2°C
15-20% " " 82,2-93,3°C
20-25% " " 93,3-110°C
20-30% " " ca. 110°C.
Stabilisator/lateks ca. 1-20% og fortrinnsvis 3-15%.
Retarderingsmidde1/sement: 0,05-4% avhengig av temperatur (eventuelt).
Antiskumdannende middel/sement: 4-6 cm /g (eventuelt).
Et foretrukket vanninnhold vil være av størrelses-orden på 30-6 0 vekt-% beregnet på sement og fortrinnsvis 38-46% i tilfellet for Portland-sement, minus volumet av de væskeformige additivene.
De beste resultatene ble oppnådd med "Rhodopas SB012"-lateks, definert nedenfor.
Oppfinnelsen vil letter forstås under henvisning til følgende eksempler og de medfølgende tegninger hvor: Fig. 1 er en observasjon av sementoppslemmingen ved benyttelse av et avsøkende elektronmikroskop /X 5000/:
"Cemoil" klasse G sement
"Rhodopas SB012" 14 vekt-% beregnet på sement
Vann 44 vekt-% beregnet på sement minus lateks-volumet, ikke inneholdende stabilisator. (Prøven ble fryse-tørket etter at sementen ble ikke-pumpbar når den ble utsatt for temperatur (85°C) og omrøring).
Fig. 2 og 3: observasjon av sementsammensetningen med et avsøkende elektronmikroskop /fig. 2: x 2500; fig. 3: x 10 000/:
"Dyckerhoff Gulf"-sement klasse G
"Rhodopas SB012": 14 vekt-% beregnet på sement
Stabilisator 8 vekt-% beregnet på lateks (som definert i det nedenstående)
Vann 44 vekt-%, beregnet på sement, minus volumet av væskene.
(Prøven ble frysetørket etter 10 dagers herding ved 85°C etter at sementen ble ikke-pumpbar på grunn av sementhydratisering).
Fig. 4: Brønnsimuleringstest for fortykningstid av oppslemminger beskrevet i nedenstående tabell II.
De simulerte betingelser er følgende:
(API metode nr. 7g5)
(Trykk-konsistometer-test)
Testene 2, 5 og 8 ble foretatt ved atmosfæretrykk.
Fig. 5: Diagram som viser celle for gasskanaliseringstest benyttet i eksempel 3.
På denne figur har henvisningene følgende betydninger:
E: skriver
1: DP-celle (kfr. etterfølgende eksempel 3)
A: HP-celle (kfr. etterfølgende eksempel 3)
f<p>l: vannfelle
De andre henvisningene har betydninger som er kjent for en fagmann:
V: ventil
T; trykktransduktor
P: trykkregulator
M: manometer
F: strømningsmåler
H: slange
Fig. 6: Observasjoner av sementoppslemmingen med elektronmikroskop /DP 24-oppslemming; x 5000?:
"Cemoil"-sement klasse G
Antiskumdannende midler: 4,4 4 cm 3/kg sement "Dow 465"-lateks: 18 vekt-% beregnet på sement
Stabilisator: 6 vekt-% beregnet på lateks (som definert i det nedenstående)
Vann: 44 vekt-% beregnet på sement, minus volumet av væskeadditiver.
Fig. 7: Observasjon av sementoppslemmingen med et elektronmikroskop /x 10 000/: "Dyckerhoff North"-sement klasse G Antiskumdannende middel: 4,44 cm<3>/kg sement
"Rhodopas SB012": 19 vekt-% beregnet på sement
Stabilisator: 12 vekt-% beregnet på lateks (som definert i det nedenstående)
Retarderingsmiddel: 0,1 vekt-% beregnet på sement
Vann: 44 vekt-% beregnet på sement minus volumet av væskeadditiver.
/Fig. 6 og 7 tilsvarer en prøve frysetørket etter en gasskanaliseringstest ved 85°C når sementen var hard, i cellen hvor ingen gass fikk strømme/.
Fig. 8 og 9: Observasjon av sementsammensetningen med et elektronmikroskop" /fig. 8: x 2500; fig. 9:-x 5000/: "Dyckerhoff North"-sement klasse G Antiskumdannende middel: 4,44 cm 3/kg sement "Litex 6301 ": 19 vekt-% beregnet på sement
Stabilisator: 15 vekt-% beregnet på latex (som definert i det nedenstående)
Retarderingsmiddel: 0,1 vekt-% beregnet på sement
Vann: 44 vekt-% beregnet på sement minus volumet av væskeadditiver.
/Fig. 8 og 9 tilsvarer prøver frysetørket etter en gasskanaliseringstest ved 85°C når sementen var hard, og fra cellen hvor gassen fikk strømme/.
Fig. 10: Observasjon av sementoppslemmingen med et elektronmikroskop /x 25007:
"Cemoil"-sement klasse G
"Dow 465"-lateks: 19 vekt-%:beregnet på sement
Stabilisator: 6 vekt-% beregnet på lateks (som definert i det nedenstående)
Vann: 44 vekt-% beregnet på sement minus volumet av væskeadditiver
Antiskumdannende middel: 4,44 cm^/kg sement /Prøve frysetørket etter en gasskanaliseringstest ved 85°C når sementen var hard, og fra DP-céllen hvor gassen fikk strømme/•
En foretrukket sammensetning er:
"API"-sement klasse G;
Lateks: "Rhodopas SB012", i en mengde på 5-30 vekt-% beregnet på sement;
Stabilisator: natrlumsalt av kondensasjonsproduktet av 6-naftalensulfonsyre med formaldehyd, i en mengde på
3-15 vekt-% beregnet på lateks; og
Ferskvann: 44 vekt-% beregnet på sement minus volumet av lateks og stabilisator.
Konsentrasjonen av lateks avhenger av temperaturen: 30°C^5-10%
50°C^10-15%
85°C%15-20%
100°C 20-25%
110°C 20-30%
Ifølge oppfinnelsen er det for blanding mulig å benytte både ferskvann og sjøvann, saltvann, fra 0% NaCl opp til metning med salt (3 7% NaCl).
Eksempel 1: Stabilisering av latekser i sementoppslemminger.
Stabiliteten av latekser i sementoppslemminger ble bestemt under de følgende to betingelser a) og b):
a) Flytende sement:
Ved å måle de rheologiske egenskapene til sementoppslemmingen etter en bestemt omrøringsperiode ved en valgt temperatur.
b) Størknet og hard sement:
Ved visuell observasjon ved anvendelse av et avsøk-ende elektronmikroskop, etter frysetørking av sementprøver.
Rheologiske egenskaper
Sementoppslemminger ble blandet ved romtemperatur ved anvendelse av en blander med høy skjærhastighet, Waring Blendor-typen, ifølge API Standard RP 10 B, del 5, deretter omrørt i 20 minutter ved en valgt temperatur i et apparat kjent som atmosfærisk konsistometer, CHANDLER-type, ifølge API Standard RP 10 B, del 9.
Deretter ble theologiske parametre målt ved anvendelse av et FANN 35 V - G viskoraeter ved den samme temperaturen, ifølge API Standard RP 10 B, tillegg H.
I tilfelle for fullstendig ustabilitet av lateksen er sementoppslemmingen ikke hellbar når den tas ut av kon-sistometeret, eller endog før slutten av omrøringsperioden, som indikert ved konsistensen til oppslemmingen godt over 100 enheter, målt med en kalibrert fjær eller potensiometer.
Ikke alle sementoppslemmingens rheologiske parametre kan måles med FANN 35 VG viskometere bg kriteriet for ustabilitet vil da være ikke-hellbarheten av oppslemmingen. Dersom sementoppslemmingen er hellbar vil de rheologiske parametrene bli målt og kriteriet for lateksstabilitet vil bli basert på verdiene av de rheologiske parametre, slik som plastisk viskositet og flytespenning.
Tabell I nedenfor viser innvirkningen av stabilisatoren på lateksstabilitet i sementoppslemminger inneholdende forskjellige typer polystyren-butadienlatekser med eller uten stabilisatorer, ved forskjellige temperaturer, på basis av flytegenskaper til sementoppslemminger.
De følgende latekser ble benyttet (vekt-%):
Det benyttede antiskumdannende middel er en polyglykol med en midlere molekylvekt på 4000.
Den benyttede stabilisator er natriumsaltet av kondensasjonsproduktet av B-naftalensulfonsyre med formaldehyd.
Samtidige sedimenteringsforsøk på de samme sementoppslemmingene har vist at oppslemmingens ikke-hellbarhet er direkte relatert til ■ flokkulering av lateksen og en sterk samvirkning av disse lateks-fnokker med sementkorn hvilket gir opphav til en gelstruktur med meget høy viskositet.
Observasjon med avsøkende elektronmikroskop
Lateksmodifiserte sementoppslemminger med eller uten stabilisator ble frysetørket og deretter observert med et elektronmikroskop etter å ha vært omrørt ved 85°C opp til fullstendig fortykning.
Enkelte av disse oppslemmingene ble herdet i 10 dager ved den ovenfor angitte temperatur, deretter frysetørket og undersøkt.
Når en lateks anvendes uten stabilisator koagulerer den meget hurtig når den utsettes for varme og omrøring. Denne koagulering er representert (fig. 1) ved en flokkulering av latekspartikler på eller mellom sementkorn, og en sterk brodannelse oppstår mellom sementkorn og lateks-fnokker. Således dannes en gelstruktur, og sementoppslemmingen kan ikke lenger pumpes.
Når lateksen er stabilisert med stabilisatoren som definert ovenfor, forblir den som individuelle polymerpartikler selv 10 dager etter sementstørkning.
Dette er spesielt klart på fig. 2 og 3 hvor ingen lateksfnokker eller lateksfilm er synlige, men som viser bare små polymerpartikler av størrelse 0,2-0,4 v jevnt fordelt i hele massen, på eller mellom sementkorn som er hydratisert normalt.
Eksempel 2: Sementoppslemmingsegenskaper
De egenskaper som det vises til i denne del gjelder fluidtapregulering, fritt-vann-regulering og pumpetid. Alle disse egenskaper måles ved benyttelse av spesiell apparatur og spesifikasjoner ifølge The American Petroleum Institute (API Standard RB 10, 1. utgave, januar 1982).
Væsketapsforsøk, fritt-vann-forsøk og fortykningstid-forsøk (pumpetid) ble foretatt på sementoppslemmingssammensetninger inneholdende en polystyren-butadienlateks stabilisert med natriumsaltet av kondensasjonsproduktet av 3-naftalensulfonsyre med formaldehyd.
Sammenlignings!orsøk med de samme sementoppslemmingene uten stabilisator var bare mulige på grunnlag av pumpetid ettersom fluidtap- og fritt-vann-forsøkene, vanligvis foretatt etter at oppslemmingen er omrørt i 20 minutter ved passende temperatur, ikke kunne foretas på ikke-hellbare oppslemminger.
Forenlighet med retarderingsmidler og muligheter for pumpetid-justering ble også studert ved å benytte et retarderingsmiddel av lignosulfonattypen.
Data for sammenligning av resultatene med konvensjonelle sementoppslemminger uten lateks ved en temperatur på 85°C. - En god fluidtapregulering representeres ved en filtrerings-hastighet på mindre enn 150 ml/30 min. - En meget god fluidtapregulering representeres ved en fil-treringshastighet på mindre enn 100 ml/30 min. - Innholdet av fritt vann bør fortrinnsvis ikke være mer enn 1,4 volum-% av oppslemming. - Fortykningstid-kurven (pumpbarhetskurven) bør være relativt flat opp til sementfortykning (det må ikke være noe for tidlig platå på grunn av geldannelse) og det må kontrolleres at sementfortykning skyldes sementhydratisering og ikke dannelse av en gelstruktur på grunn av koagulering av lateksen. For dette formål blir sementoppslemmingen når den når tilstanden av ikke-pumpbarhet (tilsvarende 100 konsistensenheter), holdt under de samme temperatur- og trykkbetingel-ser i ytterligere 30 minutter: dersom fortykning skyldes sementhydratisering må sementen 30 minutter senere ha konsistens av et mer eller mindre lettsmuldrende jordmateriale eller bergartmateriale og ikke lenger konsistens av en pasta.
Tabell II nedenfor gir resultatene for fluidtap, fritt vann og fortykningstid, idet forsøkene er utført ved 85°C. Kurvene for fortykningstid (pumpbarhetskurver) er vist på fig. 4.
Det benyttede antiskumdannende middel er en polyglykol med en midlere molekylvekt på 4000.
Det benyttede retarderingsmiddel er et derivat av lignosulfonat.
Hovedkonklusjoner:
- Fluidtap- og fritt-vann-regulering er alltid utmerket (resultater under 100 ml/30 min.). - Når en lateks anvendes uten stabilisator koagulerer den i sementoppslemmingen når den utsettes for temperatur og omrøring, og en gelstruktur dannes, hvilket viser seg gjennom et plant parti for geldannelse på pumpbarhetskurven.
Dette geldannelsesplatå representerer en konsistens omkring 60 enheter, hvilket er representativt for en ikke-hellbar og knapt pumpbar oppslemming. I dette tilfelle, når sementen når den maksimale registrerbare konsistens (100 konsistensenheter), er den fremdeles en gel.
Når en lateks og en stabilisator benyttes får man ingen geldannelse og den maksimale registrerbare konsistens er representativ for sementhydratisering.
Polystyren-butadien-latekser stabilisert med den ovenfor angitte stabilisator retarderer ikke sementstørkning, og fortykningstiden kan meget godt justeres (f.eks. i området 4-5 timer) med et konvensjonelt retarderingsmiddel benyttet ved vanlige konsentrasjoner.
Eksempel 3: Egenskap for inhibering av gasskanalisering hos lateksmodifiserte sementoppslemminger.
Egenskapen for inhibering av gasskanalisering ble bestemt i laboratorieapparatur spesielt konstruert for dette formål og betegnet gasskanaliseringstestcelle.
Denne apparatur som skjematisk er vist på fig. 5, består vesentlig av to separate søyler fylt med sement.
I den første søylen, kalt HP-cellen, måles trykk-minskingen i sementporene mot tid når sementen utsettes for et konstant topptrykk gjennom et stempel, mens man i den andre søylen, betegnet DP-cellen, måler flytegenskapen til gassen i sementsøylen, under et konstant differensialtrykk, når poretrykket i sementen har falt tilstrekkelig i den første cellen.
Egenskapen til en sementoppslemming for inhibering av gasskanalisering kan deretter på enkel måte bestemmes ved hjelp av den maksimale registrerte gasstrømningshastighet, idet alle de andre, parametrene er konstant i alle forsøkene.
Disse forsøksbetingelser er som følger:
- temperatur 85°C
- topptrykk i begge celler: 40 bar
- mottrykk i DP-cellen: 35 bar
- strømming av gass tillates når sementporetrykket når 30 bar, dvs. har falt fra 40 til bar.
Det antiskumdannende middel består av en polyglykol med en midlere molekylvekt på 4000.
Det væskeformige tiksotrope additiv består av en vandig flytende sammensetning omfattende jernsulfat og alu-miniumsulfat, som beskrevet i britisk patent 2 030 976.
Tabell III nedenfor viser resultatene fra forsøkene med konvensjonelle oppslemminger (x), oppslemminger ifølge foreliggende oppfinnelse, en oppslemming uten stabilisator (xx), og en oppslemming inneholdende et ikke-ionisk overflateaktivt middel
Hovedkonklusjoner:
- Konvensjonelle sementoppslemminger (f.eks. uten lateks) gir høye gasskanaliseringshastigheter (mellom 300 og 1100 Sch 3/min.), hvilket tilsvarer ingen evne til å inhibere gasskanalisering. - Sementoppslemminger -inneholdende en lateks i en mengde på 19 vekt-%, beregnet på sement, og inneholdende den tilstrek-kelige mengde stabilisator, tilsvarer meget lave strømnings-hastigheter (3 og 25 Sem 3/min.), hvilket tilsvarer en utmerket gasskanaliserings-inhiberingsegenskap. - Sementoppslemminger inneholdende en lateks, men uten stabilisator leder til middels strømningshastigheter (1.00 Sem 3 /. min.). Det fremgår derfor at når lateksen ikke er stabilisert oppstår ikke mekanismen med filmdannelse gjennom gass-strøm, og at de forbedrede resultatene i forhold til konvensjonelle sementoppslemminger bare er en følge av en delvis, ikke-ensartet plugging av sementporer av lateksfnokker, hvilket naturligvis reduserer sementens permeabilitet noe.
Eksempel 4: Mekanisme for hindring av gasskanalisering ved bruk av lateks.
Mekanismen for hindring av gasskanalisering ved bruk av en lateks er illustrert ved observasjoner med avsøkende elektronmikroskop: prøver både fra HP-cellen (der det ikke er noen gasstrøm) og fra DP-cellen (der gasstrøm tillates), frysetørkes etter gasskanaliseringsforsøk, når sementen var hard, hvoretter disse frysetørkede prøvene undersøkes med elektronmikroskop.
Fig. 6 og 7 tilsvarer prøver fra HP-cellen og viser klart at latekspartiklene er helt stabiliserte i den herdede sement når det ikke er noe gass, mens fig. 8, 9 og 10 som tilsvarer prøver fra DP-cellen hvor gasstrøm tillates, viser en filmdannelse på grunn av dehydratisering ved passasje av gass.
Dannelsen av flere lateksfilm-barrierer eller sammen-hengende film er spesielt synlig på fig. 8 og 9. Disse film-barrierer nedsetter gasskanalisering mer og mer opp til fullstendig blokkering av gasskanalisering.
Det vil også fremgå at under alle de foretatte gass-kanaliseringsf orsøk med (styren-butadien)-latekser stabilisert med kondensasjonsproduktet av naftalensulfonat og formaldehyd, ble det aldri observert noen gasstrøm ved grense-flaten mellom sementen og metallveggen. Dette er ikke tilfelle når konvensjonelle oppslemminger benyttes. Denne egenskap med forbedring av bindinger mellom sementen og metallet, i tilfelle for et stabilisert latekssystem, har også blitt demonstrert ved bestemmelse av skjær-bindingsstyrke.
Eksempel 5: ( Sammenligningseksempel).
I dette eksempel ble det benyttet sementsammenset-ninger inneholdende forskjellige latekstyper og, for hver sammensetning, formaldehyd-naftalensulfonsyrestabilisatoren benyttet ifølge oppfinnelsen.
Resultatene som er vist i nedenstående tabell IV viser at fra de forskjellige latekstyper som ble testet, kan bare styren-butadien-latekser anvendes fordi oppslemmingen med de andre lateksene ikke er hellbar, og dette er en åpen-bar prohibitiv ulempe.
Eksempel 6
En test ved 100°C ble foretatt på følgende oppslemming:
"Cemoil"-sement klasse G
Antiskumdannende middel: 4,44 cm"Vkg sement "Rhodopas SBO12"-lateks: 2 3 vekt-% beregnet på sement Stabilisator (formaldehyd-naftalensulfonat):
5 vekt-% beregnet på lateks
Ferskvann: 19 vekt-% beregnet på sement
Maksimum gasstrømningshastighet: 2 Sem 3/min.
Dette resultat er utmerket og sammensetningene ifølge oppfinnelsen kan derfor også benyttes ved 100°C. Dessuten leder sementens adferd ved dette forsøk til at den også kan tenkes brukt ved enda høyere temperaturer.
Eksempel 7 ( samroenligningseksempel), : 8 og 9:
Disse eksempler angår inkorporering av silisiumdioksydmel for å tillate høyere brukstemperaturer.
De benyttede sementoppslemmingssammensetninger samt de oppnådde resultater er vist i nedenstående tabell V.
Cellen vist på fig. 5 i de medfølgende tegninger ble benyttet for forsøket.
Forsøksbetingelsene var følgende:
- temperatur: 130° og 160°C
- topptrykk hos de to cellene: 40 bar
-mottrykk i DP-celle: 20 bar
- gass gis til anledning til å strømme når trykket
i sementens porer når 18 bar, dvs. har minsket fra 4 0 til 18 bar.
Hovedkonklusjon:
En konvensjonell sementoppslemming som ikke inneholder noe lateks (sammenligningseksempel 7) leder til en meget høy gasskanaliseringshastighet hvilket tilsvarer et fravær av karakteristisk inhibering av gasskanalisering. Motsatt, en sementoppslemming inneholdende den tilstrekke-lige mengde lateks og stabilisator leder til en gasstrøm-ningshastighet lik 0, enten det er ved en temperatur på 130°C eller ved 160°C, hvilket betyr utmerket inhibering av gasskanalisering. (Eksemplene 8 og 9 ifølge foreliggende oppfinnelse) .
Termogravimetriske og termodifferensial-analyser har dessuten vist at den foretrukne lateks som anbefales i foreliggende oppfinnelse, polystyren-butadien inneholdende 70-30 vekt-% styren og 30-70 vekt-% butadien, begynner å nedbrytes under innvirkning av temperatur bare fra 270°G. Ettersom de andre bestanddelene i foreliggende sementsammen-setninger, nemlig sement, stabilisator og vann, ikke nedbrytes under innvirkning av temperatur, i det minste opp til en temperatur på 300°C, kan oppfinnelsen også anvendes i denne variant ved temperaturer over 270°C, idet den øvre anvendelsesgrense bestemmes av nedbrytningstemperaturen til den benyttede lateks, i foreliggende tilfelle 270°C.
Slike temperaturer gjør det for første gang mulig på effektiv måte å behandle dype brønner, og selv geotermiske brønner.
Eksempel 10:
Stabilisering av latekser i sementoppslemminger ved høy temperatur.
Stabiliteten til latekser i sementoppslemminger vises ved måling av sementoppslemmingsrheologi som angitt i tabell VI.
Mengden av anionisk retarderingsmiddel ble først justert for oppnåelse av 6 timers sementfortykningstid og deretter ble mengden av stabilisator definert slik at det ble oppnådd optimal lateksstabilisering. Det ble funnet at når den optimale mengde retarderingsmiddel anvendes, så kan mengden av stabilisator reduseres med 60%.

Claims (9)

1. Sementoppslemming for sementering av oljebrønner og eventuelt geotermiske brønner, med forbedrede sementegenskaper og for inhibering av trykkgasskanalisering i det sementerte ringrom, også ved høy temperatur,karakterisert vedat oppslemmingen inneholder følgende komponenter: - hydraulisk sement; styren-butadienlateks (70-30 vekt% styren og 30-70 vekt-% butadien) i en mengde på 5-30 vekt-% i forhold til sementen, lateksstabilisator valgt fra alkalimetallsaltene av kondensasjonsproduktet av mononaftalensulfonsyre og formaldehyd, fortrinnsvis natriumsaltet, i en mengde på 1-20, fortrinnsvis 3-15 vekt-% i forheld til lateksen; vann i en mengde på 30-60 vekt-% i forhold til sementen minus volumet av lateksen og stabilisatoren.
2. O<p>pslemming ifølge krav 1,karakterisert vedat lateksen inneholder ca. 50 vekt-% styren og ca. 50 vekt-% butadien.
3. Oppslemming ifølge krav 1,karakterisert vedat lateksen inneholder ca. 66 vekt-% styren og ca. 33 vekt-% butadien.
4_ Oppslemming ifølge hvilket som helst av kravene 1-3,karakterisert vedat den utgjøres av: sement API klasse G; lateks: Rhodopas SB012 (styren/butadien 50/50 vekt-%); idet konsentrasjonen av lateks avhenger av anvendelsestemperaturen: 26,7-48,9°C~5-10% 48,9-82,2°C~10-15% 82.2- 93,3°C~15-20% 93.3- 110°C - 20-25% > 110°C: 20-30% - stabilisator: natriumsalt av kondensasjonsproduktet av naftalensulfonsyre med formaldehyd i en mengde på 3-15 vekt-% av lateks; ferskvann: 30-60 vekt-% av sement og fortrinnsvis 38-46 vekt-% av sement i tilfellet for portland-sement, minus volumet av lateksen" og stabilisatoren.
5. O<p>pslemmina ifølge hvilket som helst av kravene 1-4,karakterisert vedat andelen av lateks er 20-30 vekt-% i forhold til sement, og at den inneholder 20-50 vekt-% i forhold til sement av et silisiumdioksydmel hvis partikkelstørrelsesfordeling kan sammen-lignes med den til sementpulveret.
6. Oppslemming ifølge krav 5,karakterisert vedat den innbefatter:
7. Oppslemming ifølge hvilket som helst av kravene 1-6,karakterisert vedat den inneholder ett eller flere additiver for sementer slik som antiskumdannelsesmiddel, retarderingsmiddel, lett-gjørende eller tunggjørende middel og andre konvensjonelle additiver.
8. Fremgangsmåte for sementering av en oljebrønn for hindring av trykkgasskanalisering i det sementerte ringrommet, ved en temperatur opptil 100-110 oC;karakterisert vedat man sementerer brønnen på konvensjonell måte under anvendelse for sementeringen av en oppslemming ifølge hvilket som helst av kravene 1-7, som ikke omfatter noe silisiumdioksydmel.
9. Fremgangsmåte for sementering av en geotermisk eller oljebrønn for hindring av trykkgasskanalisering i det sementerte ringrom, ved en temperatur over 250°C,karakterisert vedat man sementerer brønnen på konvensjonell måte ved anvendelse for sementering av oppslemmingene ifølge krav 5 eller 6.
NO831090A 1982-04-06 1983-03-25 Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner. NO162810C (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8205983A FR2524460A1 (fr) 1982-04-06 1982-04-06 Compositions de ciments pour cimentation de puits permettant de lutter contre le cheminement de gaz sous pression dans l'annulaire cimente
FR8301031A FR2539735B2 (fr) 1983-01-24 1983-01-24 Compositions de ciments pour cimentation de puits permettant de lutter contre le cheminement de gaz sous pression dans l'annulaire cimente

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO831090L NO831090L (no) 1983-10-07
NO162810B true NO162810B (no) 1989-11-13
NO162810C NO162810C (no) 1992-08-13

Family

ID=26222852

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO831090A NO162810C (no) 1982-04-06 1983-03-25 Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner.

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4537918A (no)
EP (1) EP0091377B1 (no)
AR (1) AR241458A1 (no)
AU (1) AU573522B2 (no)
CA (1) CA1217038A (no)
DE (1) DE3377058D1 (no)
NO (1) NO162810C (no)
OA (1) OA07391A (no)

Families Citing this family (104)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1240343A (en) * 1984-05-19 1988-08-09 Chitoshi Jinno Coating composition capable of forming ceramic-like coating and method of preparing such coating composition
US4708974A (en) * 1984-10-01 1987-11-24 Pfizer Inc. Enhanced hydrocarbon recovery by permeability modification with phenolic gels
FR2573064B1 (fr) * 1984-11-15 1991-10-25 Schlumberger Cie Dowell Composition amelioree de laitier de ciment allege pour cimentation de puits petroliers et de gaz
FR2576591B1 (fr) * 1985-01-29 1992-04-17 Schlumberger Cie Dowell Compositions de ciments pour cimentation de puits permettant de lutter contre le cheminement de gaz sous pression dans l'annulaire cimente par prise " a angle droit "
US4773934A (en) * 1985-10-03 1988-09-27 Cemtech Laboratories Inc. Cementatious admixture
US4691774A (en) * 1985-11-15 1987-09-08 Dowell Schlumberger Incorporated Novel ferrofluids for use in cementing wells
US4742094A (en) * 1986-09-25 1988-05-03 Halliburton Company Low fluid loss salt saturated cement slurries, additives and methods
US4791989A (en) * 1986-09-25 1988-12-20 Halliburton Company Low fluid loss salt saturated cement slurries, additives and methods
US5481061A (en) * 1987-03-13 1996-01-02 Hitachi, Ltd. Method for solidifying radioactive waste
US5109042A (en) * 1987-03-23 1992-04-28 Phillips Petroleum Company Fluid loss additive for cement slurries containing a n-vinyl-2-pyrrolidone-ω-2-acrylamido-2-methylpropane sulfonate-ω-acrylic acid-ω-acrylamide polymer
US5294651A (en) * 1987-03-23 1994-03-15 Phillips Petroleum Company Fluid loss additives for well cementing compositions
US4885203A (en) * 1987-07-01 1989-12-05 Applied Ultralight Technologies, Inc. Lightweight fired building products
FR2635469B1 (fr) * 1988-08-09 1991-12-13 Schlumberger Cie Dowell Dispersant pour laitiers de ciment petroliers, et laitiers correspondants
EP0314242A1 (en) * 1987-10-28 1989-05-03 Pumptech N.V. Additives for oilfield cements and corresponding cement slurries
US5135577A (en) * 1990-11-05 1992-08-04 Halliburton Company Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement
US5099922A (en) * 1991-03-26 1992-03-31 The Western Company Of North America Control of gas flow through cement column
US5159980A (en) * 1991-06-27 1992-11-03 Halliburton Company Well completion and remedial methods utilizing rubber latex compositions
FR2686334B1 (fr) * 1992-01-17 1994-11-04 Pieri Produit de protection du beton contre les effets du gel et du degel comprenant de la poudrette de caoutchouc.
US5258072A (en) * 1992-06-01 1993-11-02 Basf Corporation Additive composition for oil well cementing formulations
US5258428A (en) * 1992-09-04 1993-11-02 Sridhar Gopalkrishnan Additive composition for oil well cementing formulations
US5300542A (en) * 1992-09-04 1994-04-05 Basf Corp. Additive composition for oil well cementing formulations having nonionic and anionic surfactant stablizers to improve the fluid loss properties thereof
WO1994005896A1 (en) * 1992-09-04 1994-03-17 Basf Corporation Improved additive composition for oil well cementing formulations
US5389706A (en) * 1992-10-09 1995-02-14 Halliburton Company Well cement compositions having improved properties and methods
FR2704218B1 (fr) * 1993-04-21 1995-06-09 Schlumberger Cie Dowell Laitiers de ciments pétroliers, leur préparation et leur utilisation à la cimentation de puits.
US5679731A (en) * 1994-08-31 1997-10-21 Intevep, S.A. Cement slurry
FR2735465B1 (fr) * 1995-06-13 1997-08-29 Schlumberger Cie Dowell Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
US5588488A (en) * 1995-08-22 1996-12-31 Halliburton Company Cementing multi-lateral wells
US5795924A (en) * 1996-07-01 1998-08-18 Halliburton Company Resilient well cement compositions and methods
US5688844A (en) * 1996-07-01 1997-11-18 Halliburton Company Resilient well cement compositions and methods
AU738096B2 (en) 1997-08-15 2001-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Light weight high temperature well cement compositions and methods
US5900053A (en) * 1997-08-15 1999-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Light weight high temperature well cement compositions and methods
US6796378B2 (en) * 1997-08-15 2004-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing high temperature wells and cement compositions therefor
US6171386B1 (en) 1998-01-22 2001-01-09 Benchmark Research& Technology Inc. Cementing compositions, a method of making therefor, and a method for cementing wells
US5947644A (en) * 1998-04-03 1999-09-07 Marathon Oil Company Construction of a fluid impermeable subterranean barrier wall
FR2778402B1 (fr) * 1998-05-11 2000-07-21 Schlumberger Cie Dowell Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
US6068055A (en) * 1998-06-30 2000-05-30 Halliburton Energy Services, Inc. Well sealing compositions and methods
US5996693A (en) * 1998-09-15 1999-12-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for cementing pipe in well bores
US6279652B1 (en) 1998-09-23 2001-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Heat insulation compositions and methods
US6214965B1 (en) * 1998-10-23 2001-04-10 Nissan Chemical Industries, Ltd. Process for preparing an aqueous solution of sulfanilic acid modified melamine-formaldehyde resin and a cement composition
US6525116B2 (en) 1999-01-26 2003-02-25 National Gypsum Properties Llc Gypsum composition with ionic styrene butadiene latex additive
US6184287B1 (en) * 1999-01-26 2001-02-06 Omnova Solutions Inc. Polymeric latexes prepared in the presence of 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate
US6328106B1 (en) 1999-02-04 2001-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Sealing subterranean zones
US6271181B1 (en) 1999-02-04 2001-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Sealing subterranean zones
US6244344B1 (en) 1999-02-09 2001-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for cementing pipe strings in well bores
US6234251B1 (en) 1999-02-22 2001-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient well cement compositions and methods
US20030035870A1 (en) 2000-01-07 2003-02-20 E. Michael Ackley, Jr. Method to print multicolor images on edible pieces
EP1283939B1 (en) 2000-05-22 2007-09-19 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Method for plugging a well with a resin
US8053394B2 (en) * 2000-06-13 2011-11-08 Baker Hughes Incorporated Drilling fluids with redispersible polymer powders
US6703351B2 (en) * 2000-06-13 2004-03-09 Baker Hughes Incorporated Water-based drilling fluids using latex additives
US20060270562A1 (en) * 2003-08-04 2006-11-30 Baker Hughes Incorporated Drilling fluids with redispersible polymer powders
GB2366578B (en) * 2000-09-09 2002-11-06 Schlumberger Holdings A method and system for cement lining a wellbore
US6321841B1 (en) 2001-02-21 2001-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing pipe strings in disposal wells
MY135121A (en) * 2001-07-18 2008-02-29 Shell Int Research Wellbore system with annular seal member
US6508306B1 (en) * 2001-11-15 2003-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for solving lost circulation problems
US6516884B1 (en) 2002-07-23 2003-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Stable well cementing methods and compositions
GB2409480B (en) * 2002-09-06 2006-06-28 Shell Int Research Wellbore device for selective transfer of fluid
US6938692B2 (en) * 2002-12-17 2005-09-06 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement composition and method for preparing the same
US7273100B2 (en) * 2003-04-15 2007-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable dispersants for cement compositions and methods of cementing in subterranean formations
US7147055B2 (en) * 2003-04-24 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations
WO2004092308A1 (en) * 2003-04-17 2004-10-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process to separate colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture
US6904971B2 (en) * 2003-04-24 2005-06-14 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations
US6951250B2 (en) * 2003-05-13 2005-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well
US7055603B2 (en) 2003-09-24 2006-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising strength-enhancing lost circulation materials and methods of cementing in subterranean formations
US7143828B2 (en) * 2004-01-29 2006-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Emulsion admixtures for improving cement elasticity
US7607483B2 (en) * 2004-04-19 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising colloidally stabilized latex and methods of using the same
CN1317481C (zh) * 2004-07-05 2007-05-23 卢祥国 改性粉煤灰的改性方法及在油田注水开发中的应用
US7219732B2 (en) * 2004-12-02 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sequentially injecting different sealant compositions into a wellbore to improve zonal isolation
US7488705B2 (en) * 2004-12-08 2009-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex
US20070111900A1 (en) * 2005-11-11 2007-05-17 Reddy B R Sealant compositions comprising solid latex
US20070111901A1 (en) * 2005-11-11 2007-05-17 Reddy B R Method of servicing a wellbore with a sealant composition comprising solid latex
EP1674434A1 (en) * 2004-12-21 2006-06-28 Services Petroliers Schlumberger Fluid loss control agents and compositions for cementing oil and gas wells comprising said fluid loss control agent
US7267174B2 (en) * 2005-01-24 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement
US20060167133A1 (en) * 2005-01-24 2006-07-27 Jan Gromsveld Sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole
US8703659B2 (en) 2005-01-24 2014-04-22 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole
US7404855B2 (en) * 2005-02-04 2008-07-29 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement compositions and methods of cementing
US7022755B1 (en) 2005-02-04 2006-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement compositions and methods of cementing
US7341106B2 (en) * 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
US7913757B2 (en) * 2005-09-16 2011-03-29 Halliburton Energy Services. Inc. Methods of formulating a cement composition
US7576042B2 (en) * 2006-02-28 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Salt water stable latex cement slurries
CN100500794C (zh) * 2006-04-24 2009-06-17 淄博永麒化工技术开发有限公司 油田固井用防气窜水泥浆
US7398829B2 (en) * 2006-09-18 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures
US7635028B2 (en) 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
US8481462B2 (en) 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7779915B2 (en) * 2006-09-18 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures
US7569108B2 (en) * 2006-09-28 2009-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Prevention of latex inversion in saltwater cement compositions for use in subterranean formations and associated compositions
US7363977B2 (en) * 2006-09-28 2008-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Prevention of latex inversion in saltwater cement compositions for use in subterranean formations and associated methods
EP1923369A1 (de) * 2006-11-17 2008-05-21 Elotex AG Trockenzementformulierung zum Zementieren von Erdbohrlöchern
US8251143B2 (en) * 2006-12-27 2012-08-28 Schlumberger Technology Corporation Low permeability cement systems for steam injection application
EP1950266A1 (en) 2006-12-27 2008-07-30 Services Pétroliers Schlumberger Solid gas migration control additives based on latex powders for cementing applications
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
CA2727554C (en) 2008-06-13 2016-02-02 Weir Minerals Australia Ltd Liner coupling pin
EP2199359A1 (en) 2008-12-16 2010-06-23 Services Pétroliers Schlumberger Compositions and methods for completing subterranean wells
US20100212892A1 (en) * 2009-02-26 2010-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of formulating a cement composition
US20100270016A1 (en) * 2009-04-27 2010-10-28 Clara Carelli Compositions and Methods for Servicing Subterranean Wells
US8157009B2 (en) 2009-09-03 2012-04-17 Halliburton Energy Services Inc. Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex
WO2015131285A1 (en) * 2014-03-06 2015-09-11 Trican Well Service, Ltd. Use of salts of polycarboxylates with lipophilic increments to control separation in cement containing latex
EP3115432A1 (en) * 2015-07-07 2017-01-11 Services Pétroliers Schlumberger Well cementing compositions and methods
US10689564B2 (en) 2015-11-23 2020-06-23 Schlumberger Technology Corporation Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications
WO2018017700A1 (en) 2016-07-20 2018-01-25 Hexion Inc. Materials and methods of use as additives for oilwell cementing
FR3064641A1 (fr) 2017-04-03 2018-10-05 Rhodia Operations Association pour le controle du filtrat et la migration de gaz
US11643588B2 (en) 2017-12-04 2023-05-09 Hexion Inc. Multiple functional wellbore fluid additive
EP4313904A1 (en) 2021-03-23 2024-02-07 Basf Se Water-dispersible polymer powder compositions for cementing in subterranean formation, their manufacture and use
FR3135262A1 (fr) 2022-05-03 2023-11-10 Snf Sa Composition cimentaire comprenant un micro-gel polymérique comme agent anti-migration de gaz

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA560338A (en) * 1958-07-15 A. Salathiel Richard Oil well cementing
US28722A (en) * 1860-06-12 whitaker
US2646846A (en) * 1950-12-04 1953-07-28 Phillips Petroleum Co Well cementing materials and their application
US2742441A (en) * 1951-04-18 1956-04-17 Patent & Licensing Corp Latex-aluminous cement coating composition
USRE28722E (en) 1957-09-20 1976-02-24 The Dow Chemical Company Butadiene-styrene copolymer-cement composition and method of preparation
US3043790A (en) * 1957-09-20 1962-07-10 Du Pont Butadiene-styrene copolymer-cement composition and method of preparation
NL284653A (no) * 1961-10-25
US3250736A (en) * 1963-03-22 1966-05-10 Dow Chemical Co Latex modified cement mortar compositions
BE659803A (no) * 1964-05-18
US3354169A (en) * 1964-12-31 1967-11-21 Dow Chemical Co Latex modified cement mortar coating compositions and method of coating
US3465825A (en) * 1966-12-02 1969-09-09 Dow Chemical Co Aqueous cementing composition adaptable to high turbulent flow and low fluid loss to porous contacting surfaces,and method of cementing a well using same
USRE28780E (en) * 1970-10-06 1976-04-20 Wacker-Chemie Gmbh Process for the preparation of free-flowing, lump-free redispersible, synthetic resin powders
DE2349910B2 (de) * 1973-10-04 1978-05-18 Hoechst Ag, 6000 Frankfurt Zusatzmittel für Mörtel und Beton
US3895953A (en) * 1974-01-11 1975-07-22 Univ California Admixtures for reducing slump loss in hydraulic cement concretes
US4039345A (en) * 1974-06-03 1977-08-02 The Dow Chemical Company Shrinkage-compensating portland cement concrete and mortar compositions
US4039170A (en) * 1975-09-08 1977-08-02 Cornwell Charles E System of continuous dustless mixing and aerating and a method combining materials
US4086201A (en) * 1977-07-15 1978-04-25 The Dow Chemical Company Styrene-butadiene interpolymer latex based cement additives
US4258790A (en) * 1979-01-24 1981-03-31 The Western Company Of North America Well cementing method using low fluid-loss cement slurry

Also Published As

Publication number Publication date
AR241458A1 (es) 1992-07-31
EP0091377A1 (fr) 1983-10-12
AU573522B2 (en) 1988-06-16
OA07391A (fr) 1984-11-30
EP0091377B1 (fr) 1988-06-15
NO831090L (no) 1983-10-07
US4537918A (en) 1985-08-27
AU1305583A (en) 1983-10-13
DE3377058D1 (en) 1988-07-21
CA1217038A (en) 1987-01-27
NO162810C (no) 1992-08-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO162810B (no) Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner.
CA3032137C (en) High temperature resistant portland cement slurry and production method thereof
US5135577A (en) Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement
US5340860A (en) Low fluid loss cement compositions, fluid loss reducing additives and methods
US5389706A (en) Well cement compositions having improved properties and methods
US4767460A (en) Cement compositions for cementing of wells enabling gas channelling in the cemented annulus to be inhibited by right-angle setting
US4340525A (en) Additive for deep-well cement slurries
NO317813B1 (no) Sementeringsblanding egnet til trykksementering og trykksementeringsfremgangsmate
US4144077A (en) High temperature cement system
NO157694B (no) Pumpbar sementblanding og anvendelse derav for fremstilling av termisk stabil betong.
NO158499B (no) Hydraulisk sementoppslemming.
US5025040A (en) Fluid loss control additives for oil well cementing compositions
NO330322B1 (no) Blandingspolymerer og deres anvendelse til minsking av vanntapet ved leting etter og utvinning av jordolje og naturgass
NO321188B1 (no) Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner
NO321191B1 (no) Bronnsementsammensetninger og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner
CA2922844C (en) High density cement formulation to prevent gas migration problems
CA2601017C (en) Methods and compositions for high temperature lightweight cementing
US20060201394A1 (en) Compositions for high temperature lightweight cementing
WO2006066725A1 (en) Fluid loss control agents and compositions for cementing oil and gas wells comprising said fluid loss control agent
CA2615548C (en) Solid gas migration control additives based on latex powders for cementing applications
SG172396A1 (en) Use of vinyl phosphonic acid for producing biodegradable mixed polymers and the use thereof for exploring and extracting petroleum and natural gas
US3998773A (en) Hydraulic cement composition
US5046562A (en) Fluid loss control additives for oil well cementing compositions
US3375873A (en) Cement composition for high temperature wells
US3086588A (en) Low water-loss cement composition

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired

Free format text: EXPIRED IN MARCH 2003