NO164365B - Fremgangsmaate for bekjempelse av tapt sirkulasjon ved anvendelse av tiksotrope sementer. - Google Patents

Fremgangsmaate for bekjempelse av tapt sirkulasjon ved anvendelse av tiksotrope sementer. Download PDF

Info

Publication number
NO164365B
NO164365B NO843965A NO843965A NO164365B NO 164365 B NO164365 B NO 164365B NO 843965 A NO843965 A NO 843965A NO 843965 A NO843965 A NO 843965A NO 164365 B NO164365 B NO 164365B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
titanium
cement
slurry
process according
weight
Prior art date
Application number
NO843965A
Other languages
English (en)
Other versions
NO843965L (no
NO164365C (no
Inventor
Jerry Dale Childs
Freddie Lynne Sabins
Mary Jo Taylor
Original Assignee
Halliburton Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of NO843965L publication Critical patent/NO843965L/no
Publication of NO164365B publication Critical patent/NO164365B/no
Publication of NO164365C publication Critical patent/NO164365C/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/003Means for stopping loss of drilling fluid
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B20/00Use of materials as fillers for mortars, concrete or artificial stone according to more than one of groups C04B14/00 - C04B18/00 and characterised by shape or grain distribution; Treatment of materials according to more than one of the groups C04B14/00 - C04B18/00 specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone; Expanding or defibrillating materials
    • C04B20/10Coating or impregnating
    • C04B20/1051Organo-metallic compounds; Organo-silicon compounds, e.g. bentone
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/02Alcohols; Phenols; Ethers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/16Sulfur-containing compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/40Compounds containing silicon, titanium or zirconium or other organo-metallic compounds; Organo-clays; Organo-inorganic complexes
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02Compositions 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08KUse of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K5/00Use of organic ingredients
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467Compositions 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467Compositions 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
    • C09K8/487Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • E21B33/138Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/0045Polymers chosen for their physico-chemical characteristics
    • C04B2103/0062Cross-linked polymers
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/0068Ingredients with a function or property not provided for elsewhere in C04B2103/00
    • C04B2103/0085Thixotropic agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/0068Ingredients with a function or property not provided for elsewhere in C04B2103/00
    • C04B2103/0086Chelating or complexing agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/46Water-loss or fluid-loss reducers, hygroscopic or hydrophilic agents, water retention agents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for bekjempelse av tapt sirkulasjon i en sone under semen-
tering av olje-, gass- og vannbrønner som består av at en tiksotrop sementoppslemming pumpes inn i sonen,
pumpingen avsluttes og den statiske oppslemmingen får herde.
Olje, gass og vann som dannes i grunnen står under store
trykk. Boring i disse formasjonene krever borehullstrykk som oppveier formasjonstrykket for å forhindre ukontrollert strømning av disse formasjonsfluidene inn i borebrønnen.
Disse trykkene kontrolleres ved å opprettholde til-
strekkelig hydrostatisk trykk i borehullet. Dette opp-
nås innledningsvis ved å sirkulere borevæsker gjennom disse avsnittene som står under trykk.
Vanligvis er det første trinnet i operasjoner som utføres
for å fremstille hydrokarboner fra underjordiske formasjoner,
å sementere eller forsegle området mellom horehuset og formasjonsveggen. Dette oppnås enten ved direkte å
innføre sementen i hulrommet mellom formasjonsveggen
og yttersiden av huset, eller ved å pumpe sementen inn i
huset med tilstrekkelig trykk til at sementen tvinges tilbake opp i det ringformede hulrommet mellom ytter-
siden av huset og formasjonsveggen. Slike innledende sementeringsoperasjoner betegnes primær sementer ing.
Andre typer arbeider som innbefatter sementering under
brønnens levetid refereres til som sekundær- eller hjelpe-sementering. Slik sekundær-sementering vedrører fullførelse og reparasjon av brønnen etter at
produksjonssonen er nådd. Slik virksomhet innbefatter prikksementering (en fremgangsmåte hvor en oppslemming tvinges inn i formasjonen ved at den proppes inn i hullet mens det opprettholdes et kompensasjonstrykk), gjenplugging med sement for å stenge ute vann fra bunnen av hullet, forsegling av sprekker, hulrom,
lekkasjer og "tørste" formasjoner som forårsaker tapt sirkulasjon, og sementering av lekkasjer i horehuset.
Å beskrive en typisk brønnoperasjon er ikke enkelt siden sementeringsbetingelsene kan variere fra svært grunne forhold til dybder som overskrider 9100 m. I alle brønner forekommer imidlertid to funda-mentale forhold som ikke vanligvis er tilstede ved håndtering og støping av betong, dvs. temperatur og trykk. Temperaturene kan variere fra under fryse-
punktet i permafrosten i Alaska og Canada, til 370°C
i brønner som ligger i den geotermiske strømmen i området ved Salton i Sør-California. Trykkene i de
2
dype, varme brønnene kan overskride 1400 kp/cm og,
langs Gullkysten, er sementeringstrykk som over-
skrider 700 kp/cm 2 ikke uvanlige. Begge deler har innflytelse på den effektive plasseringen av sement under jordoverflaten.
Soner med huleformasjoner eller sammenhengende druse-
rom krever bare at flyttrykket i sonen overskrides for at fullstendig tapt sirkulasjon skal opptre. Den vanligste typen tapt sirkulasjon tilskrives formasjons-oppdeling eller brudd på grunn av trykket. Brudd--3 -3
gradienter på 1,38 x 10 til 1,50 x 10 kp/cm er vanlige i mange områder og svake, lite motstandsdyktige formasjoner med bruddgradienter mindre enn 1,15 x 10 -3 kp/cm møtes ofte. Ikke alle formasjoner som har lave bruddgradienter resulterer i problemer med tapt sirkulasjon.
Småbruddene som oppstår plugges tilsynelatende raskt
igjen med faste slambestanddeler og boreavfall.. Denne oppbyggingen setter borebrønnen i en tilstand som tillater slamtrykket å overskride det normale brudd-forlengelsestrykket. Uheldigvis kan mange soner ta imot store mengder boreslam (eller sementoppslemming) uten å plugges igjen. Slike formasjoner virker.som trykk-avlastningsventiler og kan ofte resultere i sement-
tap der hvor det kritiske trykket overskrides.
Prikk-sementering er en velkjent fremgangsmåte innen oljeindustrien. Generelt benyttes prikksementeringen for å forsøke å oppnå en positiv og permanent forsegling mellom brønnborehullet ved den underj.ordiske grunnformasjonen på den ønskede lokasjonen. Et problem som ofte møtes ved trykksementering er tapet av oppslemming til formasjonen. I meget permeable eller porøse formasjoner kan en betydelig del av sementen som benyttes absorberes av formasjonen på
grunn av at denne har lav motstand mot flytstrømning, derved forhindres en positiv forsegling fra å
dannes.
Petroleumsindustrien har anvendt tiksotrope sementer hovedsakelig som en hjelp til å kontrollere problemer med tapt sirkulasjon ved visse anvendelser av prikk-sementering og i situasjoner hvor det er et problem å opprettholde en sirkelformet fylling. Sementer som har <t>iksotrope egenskaper er ønskelige fordi de tilveiebringer rask utvikling av statisk gelstyrke etter at de er støpt. Det vil si at tiksotrope sementer er utformet slik at oppslemmingsviskositetene holder seg lave mens oppslemmingen er i bevegelse, men når denne får forbli statisk gelerer oppslemmingen raskt.
Et eksempel på en tiksotrop sementsammensetning og en fremgangsmåte for anvendelse av denne ved forsegling av underjordiske formasjoner er beskrevet i U.S. patent nr. 3.835.926 og 3.928.052. Sammensetningen består av vann, hydraulisk sement, en silikatforbindelse, et hydroksyd og et salt. U.S. patent nr. 3.959.003 og 3.804.174 beskriver en sementsammensetning som, som et additiv, innbefatter et komplekst reaksjonsprodukt av en vann-oppløselig karboksyalkyl-, hydroksyalkyl-
eller blandet karboksyalkylhydroksyalkyleter av cellulose og et flerverdig metallsalt. Sammensetningen viser tiksotrope egenskaper og det foretrukne reaksjons-produktet benytter hydroksyetylcellulose og zirkonylklorid. Uheldigvis har nye undersøkelses-fremgangsmåter vist at sammensetningene ifølge disse patentene viser heller begrensede tiksotrope egenskaper.
Det er flere ulemper forbundet med sammensetningene
nevnt ovenfor. Ved mange oppslemmingsutførelser,
er det vanskelig å kontrollere omfanget av utviklingen av statisk gelstyrke ved å tilpasse additiv-konsentrasjonene. Økning av additiv-konsentrasjonene viser tendens til å forkorte fortykningstidene i uakseptabel grad. Videre,
er det vanskelig å oppnå aksepterbar tiksotrop respons over ca. 93°C. I tillegg er aksepterbar tiksotrop respons i oppslemminger av lav vekt også vanskelig å oppnå.
Det eksisterer følgelig et behov for en fremgangsmåte
til sementering av olje- og gassbrønner som tilveiebringer en meget tiksotrop sementoppslemming som utvikler høy gelstyrke på tilstrekkelig kort tid til å være nyttig til bekjempelse av tapt sirkulasjon.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en fremgangsmåte for bekjempelse av tapt sirkulasjon i en sone under sementering av olje-, gass- og vannbrønner som består av at en tiksotrop sementoppslemming pumpes inn i sonen, pumpingen avsluttes og den statiske oppslemmingen får herde. Fremgangsmåten er kjennetegnet ved at oppslemmingen som anvendes består av vann, hydraulisk sement, en eller flere kryssbindbare harpikser valgt fra vannoppløselige celluloseetere; polyvinylalkohol; homopolymerer, kopolymerer og terpolymerer av AMPS (2-akrylamido-2-metylpropansulfon-syre), natriumvinylsulfonat, akrylamid, N,N-dimetylakrylamid og akrylsyre, og et titanchelat kryssbindingsmiddel som er:
hvor i:
X 1 og X 2 betyr funksjonelle grupper som inneholder oksygen eller nitrogen, Y 1 og Y 2 representerer kjeder med 2 eller 3 karbonatomer, R 1 og R 2 er H eller substituerte eller usubstituerte alkyl-1 2 eller arylgrupper; eller -OR eller -OR kan være et halogenatom; og videre hvori enten (a) eventuelt alkoksyd-(-OR)-grupper eller halogenatomer kan være helt eller del-11 2 2 vis erstattet av en eller flere -OY X - eller OY X -; 11 2 2 eller (b) eventuelle -OY X - eller -OY X -grupper kan være helt eller fullstendig erstattet av alkoksyd(-OR) eller halogen; hvori R er isopropyl og R<1> er etylen eller isopropylen; hvori R<1> er etylén eller isopropylen; eller
hvori R"<*>" er etylen eller isopropylen; eller en delvis polymerisert forbindelse I hvori polymer isasjonen har funnet sted på titanatomet.
En rekke titanchelater benyttes sammen med vannoppløselige cellulose-etere, som f.eks. hydroksyalkylcellulose, karboksyalkyl cellulose, eller karboksyalkyl-hydroksyalkyl cellulose til å fremstille sementoppslemminger som har utpregede tiksotrope egenskaper og som raskt utvikler meget høye statiske gelstyrker. Nærmere bestemt innbefatter en slik tiksotrop oppslemming vann, hydraulisk sement, et titanchelat kryssbindende middel, og et kryssbindende middel som f.eks. en hydroksyetylcellulose (HEC) eller karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC).
En slik oppslemming kan i tillegg innbefatte andre vanlige sementadditiver som f.eks. retardasjons-
midler.
Det er oppdaget at størrelsen av den statiske gelstyrken kan kontrolleres ved mengden av tilsatt titanchelat og cellulosederivater. Slike oppslemminger kan ut-formes slik at de effektivt bekjemper tapt sirkulasjon. Mengden av kompleksdannende middel, titanchelat, som benyttes har betydelig mindre innflytelse på oppslemmingens fortykningstid enn sammensetningene nevnt ovenfor. Utmerket tiksotrop respons med forskjellige titanchelater er observert ved temperaturer over 93°C.
Videre gir titan-kompleksdannelsesmidlene mer effektivt tiksotrope egenskaper til sementoppslemminger med lav
vekt enn de som hittil har vært benyttet.
Nedenfor følger en mer spesiell beskrivelse av oppfinnelsen med referanse til typiske utførelser av denne.
Ved fullførelse av brønnarbeider benyttes sementopp-
slemminger nesten universelt til å fylle det ringformede hulrommet mellom huset og det åpne hullet. Etterherding er hovedfunksjonene av slike sementoppslemminger og forhindrer fluidbevegvelse mellom formasjoner for å
beskytte huset mot korrosjon og for å understøtte huset. Sementene fremstilles fra materialer med høyt kalsiumkarbonatinnhold, som f.eks. kalkstein, og leirskifer, jern og aluminiumoksyd tilsettes i noen tilfeller som et supplement til mengden av hver av bestanddelene som finnes i leire eller skifer. API-publikasjonen "API Specifications for Materials
and Testing for Well Cements", API Spee 10,
første utgave, januar 1982, beskriver spesifikasjoner for sementer som benyttes i sammensetning av sementerings-oppslemminger for anvendelse i oljebrønner.
Fortykningstiden for sement-oppslemmingen er sterkt
avhengig av temperatur og trykk. For å oppnå optimale resultater innbefattes ofte en rekke additiver i sammensetningen av sementoppslemminger for å variere sement-tettheten, øke eller nedsette styrken, forkorte eller forlenge herdetiden, kontrollere filtreringshastigheten, redusere oppslemmingsviskositeten, øke motstanden mot korrosive fluider, forbinde formasjoner ved tapt sirkulasjon, og forbedre økonomien. En sement som
oppfyller API-spesifikasjonene blandes ned vann og andre additiver for å tilveiebringe en sementerings-oppslemming som er egnet for de betingelsene som eksisterer i hver enkelt oljebrønn.
Ved foreliggende oppfinnelse ble det funnet at visse titanchelater kan benyttes som kryssbindende midler og tilveiebringer utmerkede tiksotrope egenskaper og utvikling av gelstyrke. Videre kan titanchelatene som anvendes ved foreliggende oppfinnelse sammen med et egnet kryssbindbart additiv fremme utviklingen av til-
strekkelig statisk gelstyrke i et tilstrekkelig kort tidsrom til å være effektiv ved bekjempelse av tapt sirkulasjon. Imidlertid er titanchelat-kryssbindingsmidlene noe mer temperaturfølsomme, og ved utvikling av en spesifikk oppslemming må man derfor ta hensyn til sirkulasjonstemperaturen i bunnen av hullet.
En annen beslektet fordel ved foreliggende oppfinnelse vedrører den oppdagelse at anvendelse av titanchelat-sementadditiver i tiksotrope eller også konvensjonelle, sementoppslemminger som inneholder konvensjonelle additiver (innbefattet dispergeringsmidler) resulterer i at det oppnås uniform eller forbedret kompresjonsstyrke. Ofte kan utvikling av adekvat kompresjonsstyrke innen
12 eller 2 4 timer være meget vanskelig å oppnå ved toppen av foringen, spesielt når foringen er lang nok til at den statiske temperaturen ved toppen av foringen ligger nær eller under sirkulasjonstemperaturen for bunnen av hullet (BHCT). Ved noen foringsutførelser er den statiske temperaturen ved toppen av foringen 8 - 22°C
lavere enn BHCT. I disse tilfellene kan det ta svært lang tid før sementoppslemmingene når tilstrekkelig kompresjonsstyrke til at driften kan fortsettes.
Sementsammensetningene som anvendes ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, bekjemper denne for-sinkede oppnåelsen av kompresjonsstyrke. Sammensetningene er skjaer-følsomme, hvilket betyr at når de under-går skjær-krefter holder slike sammensetninger seg flytende og pumpbare i tilstrekkelig lang tid, men når de er statiske utvikler slike sammensetninger høy gel-styrke i løpet av kort tid etterfulgt av rask utvikling av kompresjonsstyrke.
Materialene som skal kryssbindes velges fra gruppen bestående av vann-o<p>pløselig kryssbindbare harpikser som f.eks. celluloseetere, eksemplifisert ved hydroksyalkylcellulose, en karboksyalkylgruppe bestående av cellulose eller karboksyalkylhydroksyalkylcellulose ; polyvinylalkohol; homopolymere, kopolymere og terpolymere av AMPS (2-akrylamido - 2-metylpropan sulfonsyre), natriumvinylsulfonat, akrylamid, N, N-dimetylakrylamid og akrylsyre; og blandinger derav.
Titan-kryssbindingsmidlene er titan-chelater. Titan-chelater dannes ved reaksjon mellom titantetra-klorid eller titanalkoksyder (vanligvis C2~C^) med en lang rekke bi- eller multi-funksjonelle organiske forbindelser. En av de funksjonelle gruppene i den organiske forbindelsen er vanligvis hydroksyl (eller enolisk karbonyl) som utveksles med et klorid eller en alkoksylgruppe knyttet til titanatomet i titankloridet eller -alkoksydet, derved frigjøres ett mol HC1 eller alkohol. Den andre gruppen av den organiske forbindelsen kan ofte være hydroksyl eller karboksyl, karbonyl eller amino, og som et resultat er glykoler, hydroksysyrer, dikarboksylsyrer, diketoner, ketoestere og alkanolaminer tilgjengelig for chelering. For størstedelen er glykoler, hydroksysyrer og dikarboksylsyrer stabile i vandig oppløsning, mens diketoner, ketoestere og alkanolaminer er oppløsningsmiddel-oppløselige og hydrolyserer med varierende hastigheter i vandige systemer.
En serie forsøk ble gjennomført for å bestemme hvor effektive en rekke titanchelater var ved frembringelse av tiksotrope oppførsler. Sement-oppslemmingene som ble undersøkt ble fremstilt ved å tørrblande alle additivene med sementen før vanntilsats. Dersom flytende additiver ble benyttet ble væsken tilsatt blandevannet før sementen ble tilsatt. Sementoppslemmingen ble plassert i en måleinnretning for bestemmelse av statisk gelstyrke, og en standard tiksotrop test ble gjennomført.
Måleapparatet for bestemmelse av statisk gelstyrke
består av tre hovedkomponenter, kammeret og lokk,,
det magnetiske driftssystemet, og streng -trekkings-systemet.
Kammeret er en tykk-vegget beholder av metall med
høy styrke utstyrt med båndoppvarmere plassert direkte på utsiden av kammeret. Et termoelement er ført inn i beholderen slik at temperaturen i beholderen kan kontrolleres. Lokket av kammeret er utstyrt slik at hoveddrivakselen i det magnetiske drifts-
systemet kan føres inn. På den ene enden av akslingen er en rørearm plassert og sikret med en sikringsstift.
På den andre enden av hoveddrivakslingen er det
magnetiske drivhodet påkoblet. Det magnetiske driv-
hodet er i sin tur forbundet via et beltesystem med en kraftkilde som gir magnetisk drift med variabel hastighet, og en torsjons-målingsinnretning.
Et termoelement er ført inn gjennom toppen av det magnetiske drivhodet og ned midt i den hule hoveddrivakselen. Lokket av kammeret er utstyrt med to åpninger. En åpning er forbundet med en trykkvolum-pumpe som benyttes til å generere trykk og den andre åpningen er utstyrt med en raskt åpnende sikker-hetsventil. Bunnen av kammeret er utstyrt med et raskt åpnende ventil og benyttes til å avlaste trykket og tømme forsøksoppslemmingen ved slutten av forsøks-perioden. Strengtrekkingsmekanismen består av en strengtrekkende kappstan eller et trommelarrangement som drives ved hjelp av en tannhjulsmotor med variabel hastighet hvor strengen føres gjennom trekk-arrangementet til en belastningscelle og deretter til toppen av det magnetiske drivhodet.
For å bestemme utviklingen av gelstyrke for sementen ved betingelsene nede i hullet, ble utstyret spesifikt utformet for å måle statisk gelstyrke etter en røre-periode som simulerte plassering, eller støp, av oppslemmingen. Utstyret er utformet for drift ved en maksimaltemperatur på 204°C ved 703 kp/cm<2>.
Den lave friksjonen av den magnetiske driften tillater at oppslemmingen omrøres mens konsistensen kontrolleres i løpet av røretiden. Etter simulering av støpetiden slås motoren av og strengtrekkingssystemet tilkobles det magnetiske drivhodet. Statisk gelstyrke bestemmes ved kontinuerlig å måle det torsjonsmoment som kreves for å rotere rørearmen med svært lav hastighet (0,5
til 2,0°C pr. min.). Ved slike hastigheter gir magnetisk drift meget lav friksjon og svært nøyaktige torsjonsmålinger kan utføres. Siden torsjonsmålesystemet består av en strengtrekkende kapstan eller et trommelarrangement, som drives ved hjelp av en tannhjulsmotor med variabel hastighet, er det tilveiebragt muligheter for nøyaktig kontinuerlig rotasjon og innretninger for kontinuerlig å registrere torsjonsmomentet. Gelstyrken beregnes så fra målingen av torsjonsmomentet og beholderens geometri. Den langsomme bevegelsen av røre-armen tillater måling av den statiske gelstyrken , men hindrer ikke utviklingen av gelstyrke. Gelstyrke-egenskaper kan måles opp til en maksimalverdi på 48,83 kg/m<2>.
Fremgangsmåten for en standard tiksotrop test er
som følger:
1. Oppslemmingen omrøres med den magnetisk drevne konsistensmåleren i 1 time mens temperaturen og trykket økes fra værelses-betingelser til sirkulasjonstemperaturen ved bunnen av hullet (BHCT) og trykket ved bunnen av hullet (BHP) ifølge planen.
2. Etter 1 times omrøring får oppslemmingen stå
i 15 minutter mens den statiske gelstyrken kontinuerlig måles. 3. Etter en statisk periode på 15 minutter røres det i 15 minutter mens konsistensen kontinuerlig måles. 4. Den statiske perioden og røreperioden gjentas totalt 3 ganger.
Med dette utgangspunkt ble en grunnleggende opp-slemmingssammensetning undersøkt. Denne oppslemmingen besto av API klasse H sement, 0,4 vekt-% karboksymetylhydroksyetyl cellulose, regnet på basis av sement-vekten, 44 vekt-% vann beregnet på basis av sement-vekten og retarderingsmiddel som angitt i tabell I.
Tabell I angir området for temperatur, trykk og
mengder av retarderingsmiddel som ble benyttet ved hver simulert brønnbetingelse. Temperaturområdet
varierte fra 60°C til 135°C. Mengden av retarderingsmiddel som ble benyttet var tilstrekkelig til å tilveiebringe minst 3$ times fortykningstid ved forsøksbetingelsene, hvor fortykningstiden angis ifølge definisjonen gitt i API spesifikasjon 10.
Tabell II angir fysiske og kjemiske egenskaper for de titanforbindelsene som er undersøkt.
Tabell III angir de data som er oppnådd. Det gis en beskrivelse av additiver sammen med mengden av additiver som benyttes (relativt vekten av sementen), temperaturer og resultater fra målinger av gelstyrke. Konsentrasjonen av retarderingsmiddel ved hver temperatur er gitt i tabell I. De oppgitte gelstyrkene er den maksimale styrke i kg/m 2som ble oppnådd i løpet av hver 15. minutts periode.
Disse dataene indikerer at visse titanholdige midler kan gi sementer tiksotrope egenskaper under de ovenfor angitte betingelsene. Slike midler er representert ved formelen:
hvor X 1 og X 2 representerer funksjonelle grupper som inneholder oksygen eller nitrogen, Y 1 og Y 2 representerer kjeder med to eller tre karbonatomer, og R 1 og R 2 kan være hydrogen, substituerte eller usubstituerte alkyl- og arylgrupper som f.eks. metyl, etyl, allyl, n-propyl, isopropyl, benzyl, etc., eller kombinasjoner derav.
1 2
I tillegg kan -OR , eller -OR være halogenatomer.
I tillegg innbefatter variasjoner av strukturen som antas å være effektive hel eller delvis erstatning av alkoksydet, -OR, eller halogenatomer med en eller flere
11 2 2
av de tillatelige -OY X - eller -OY X - funksjonelle gruppene, eller erstatning av en eller flere av de
11 2 2 -OY X - eller -OY X - funksjonelle gruppene med alkoksyd, -OR eller halogen. Det resulterende midlet som benyttes i fast eller flytende form, oppløst i vandig eller ikke-vandig oppløsningsmiddel, eller plassert på bærere som f.eks. silisiumoksyd, diatomé^jord eller andre inerte, faste medier.
Eksempler på produkter som er observert å være nyttige ved foreliggende oppfinnelse, er nærmere angitt, ved tre følgende formler: (a) Acetylacetonat-titan-chelat ( (CH3) 2CHO) 2Ti (OC ?:JH3) =CHCCH30) 2 skjematisk skrevet:
og modifikasjoner av dette produktet som innbefatter erstatning av -C^H^ gruppen med forskjellige andre alkyl- eller arylgrupper, eller erstatning av
-OC^H^ gruppene med hydroksyd eller halogener.
Delvis polymeriserte utgaver av dette produktet som innbefatter polymerisering ved titanatomet er også nyttige ved foreliggende oppfinnelse. I tillegg kan den ene eller begge acetylacetonat-ligandene erstattes av andre beta-diketoner. Videre kan produktet innbefatte bare en beta-diketon ligand.
(b) Melkesyre-titan-chelat -
( (HO)2Ti(OCH(CH3)COO_)2) (M+)2, skjematisk skrevet:
og modifikasjoner av dette produktet hvor M<+> er hydrogen, alkalimetallkation, ammonium, eller protonert amin. Delvis polymeriserte utgaver av dette produktet som innbefatter polymerisering ved titan-atomet er også nyttige ved foreliggende oppfinnelse. Den ene eller begge laktatligandene kan erstattes av en lang rekke andre alfa-hydroksysyrer,
som f.eks. salicyl-, glycol-, malein-, vin-, sitron-, alfa-hydroksysmørsyre, og tallrike sukker-avledede syrer fra glycerin- til sukker- og glukonsyrer.
Det er også mulig å fremstille chelater ved anvendelse
av dikarboksylsyrer. To vanlige chelater av denne typen er fremstilt med oksal- og phthalsyrer eller salter derav.
(c) Trietanolamin-titan-chelat -
( (CH3)2CHO)2Ti(OCH2CH2CH2N(CH2CH2OH)2)2 skjematisk skrevet:
og modifikasjoner av dette produktet som innbefatter erstatning av -C3H7 gruppen med forskjellige andre alkyl- eller arylgrupper, eller erstatning av -OC3H_,-gruppene med hydroksyd eller halogenatomer, og delvis polymeriserte utgaver av disse produktene. Andre nyttige ligander i denne gruppen som kan erstatte den ene eller begge trietanolamin ligandene innbefatter 12 1 tripropanolamin, (R )„N-R -0H hvor R er hydrogen, metyl, eller etyl og R 2er etyl eller propyl, 2-(2-aminoetylamino)etanol. 12 13 12 (HOR)(R )N-R -NR R hvor R er en etylengruppe og R , R , R3 er alkyl, hydroksyalkyl-, eller aminoalkylgrupper, quadrol ((HOCH(CH3)CH2)2NCH2CH2N(CH2(CH3)HCOH)2) , "theed" ((HOC<H>2<CH>2)2NCH2CH2N(CH2CH2OH)2), og forskjellige andre alkanolaminer. Disse kompleksene kan inneholde 1-4 alkanolaminligander pr. titanatom. Et foretrukket titanchelat fra denne klassen fremstilles ved reaksjon mellom titanisopropoksyd med to mol trietanolamin slik at det dannes titantrietanolamin pluss to mol isopropylalkohol. Produktet er en væske som inneholder ca. 8,3 % titan.
En foretrukket klasse av fast titan-chelat er beskrevet
i US patent nr. 2.935.522. Disse midlene har følgende generelle formel:
hvor R er isopropyl (-C3H7) og R 1 er etylen eller isopropylen. Et foretrukket titan-kryssbindende middel ifølge oppfinnelsen er titan-monotrietanolamin representert ved den generelle strukturformelen hvor R er isopropyl og R 1 er etylen. Dette materialet er et hvitt, frittflytende fast stoff som kan tørr-blandes med sementen. Modifikasjoner av denne strukturen innbefatter produkter som inneholder to trietanolgrupper med foreslått struktur representert ved: og dimere med en struktur som antas å tilsvare følgende:
hvor R<1> er etylen eller isopropylen.
I tillegg er det observert at blanding av visse forbindelser med titan-chelatene øker den tiksotrope responsen som observeres med et gitt chelat. Ved lave temperaturer, spesielt under ca. 60°C, viser sementsammensetningene som inneholder de nevnte titan-chelatene begrensede tiksotrope egenskaper.
Grunnen til dette antas å være en tendens til at
titanet ved disse lave temperaturene foreligger i en form som gjør det lite effektivt som kryssbindende middel. Tilsats av en effektiv mengde av visse sukker-typer aktiverer titanet ved lave temperaturer, og tillater det å virke som et effektivt kryssbindende middel.
En foretrukket forbindelse av denne typen er fruktose, selv om det antas at forbindelser som f .eks. mannose, glukose, arabinose, galaktose, katekol og andre forbindelser som inneholder hydroksylgrupper i cis-konfigurasjon ville fungere like bra.
En foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse
ble undersøkt under de betingelser som forefinnes nede i hullet. Brønnbetingelsene var som følger:
Total dybde: 6.706 m
F6ring: 12,7 cm (0,34 kg/cm)
Statisk temperatur ved bunnen av hullet: 163°C Sementplassering: 5.262 m til 6.706 m.
Brønnen befant seg i et område som hadde en meget oppsprukket sone fra 5.822 m til 5,852 m. Denne sonen ble oppdaget ved et borebitfall på 3,05 m under boring. Ved dette punktet begynte brønnen å ta inn 1,04 kg/l borevæske med en hastighet som overskred 1.092 l/time.
En oppslemming som hadde følgende sammensetning ble
først fremstilt og undersøkt i laboratoriet:
50/50 (volumdeler) API klasse H sement/flyveaske 17% fint silisiumoksyd-pulver 0,4% kalsiumlignosulfonat
0,4% kaliumpentaborat
1,0% karboksymetylhydroksyetyl cellulose 0,4% titantrietanolamin
Tilstrekkelig vann til å oppnå en oppslemmings-vekt på 1,61 kg/l
Sementeringsoperasjonen ble utført i et trinn mens spillmaterialet ble oppbevart gjennom hele arbeidet. Sementen var plassert 138 m over toppen av f6ringen. Målinger av bindingen indikerte tilfredsstillende til utmerket binding gjennom hele tidsrommet.
Det bør bemerkes at en rekke forskjellige retarderings-midler kan benyttes i sementsammensetningene som anvendes ved fremgangsmåten ifølge
foreliggende oppfinnelse, men disse retarderingsmidlene må ikke i betydelig grad dispergeres i den aktuelle oppslemmingen. Grunnen til at man bør unngå retarderings-midler som vil fortynne oppslemmingen er at slike dispergeringsmidler vil ha en negativ innvirkning på oppslemmingens tiksotrope egenskaper. Et eksempel på
et foretrukket retarderingsmiddelsystem er kalsium lignosulfonat og kaliumpentaborat i et vektforhold på 1:1.
Det kryssbindbare materialet kan også virke som et retarderingsmiddel. Dette er en grunn til at CMHEC
og HEC er foretrukne materialer ved høyere temperaturer. Det erkjent at både CMHEC og HEC virker som retarderings-midler for sementherding. Polymerene som inneholder akrylsyre, viser også retarderingsegenskaper. De andre
nevnte kryssbindbare materialene retarderer ikke i betydelig grad herdingen av en sementoppslemming,
og er derfor først og fremst nyttig ved lavere temperaturer .
Det bør bemerkes at omfanget av retarderingen ikke
i betydelig grad påvirker de tiksotrope egenskapene av sementsammensetningen så lenge som retarderings-midlet ikke i betydelig grad dispergeres i den aktuelle oppslemmingen. F.eks. forblir tiden som medgår for å utvikle statisk gel-styrke den samme uansett om sammensetningen pumpes i 2 eller 8 timer.
Den mengden titan som er nødvendig for å gi sementsammensetningen utpregede tiksotrope egenskaper vil variere avhengig av den ønskede statiske gel-styrke, mengden av kryssbindbart materiale som er tilstede, og temperaturen. Følgelig kan den generelle mengden som kreves variere fra 0,01 til 10 vekt-% av sementen. Det foretrukne området vil generelt være fra 0,25 til ■ 0,75 vekt-% av sementen.
En foretrukket underklasse av titan-chelatet er alkanolaminene. Innen denne foretrukne underklassen er et foretrukket alkanolamin titantrietanolamin.
Det mest foretrukne titan-chelatet er den faste formen av titan monotrietanolamin. Følgelig vil den mest foretrukne sammensetningen bestå av ett eller flere av de foretrukne titan-chelater, ett eller flere av de foretrukne kryssbindbare midlene og fruktose.
Flere modifikasjoner kan foretas. F.eks. kan titan-chelatet avsettes på en inert bærer for å lette inn-blandingen i den tørre sementen. Slike bærere kan innbefatte diatomé-jord eller silisiumoksydpulver.

Claims (11)

1. Fremgangsmåte for bekjempelse av tapt sirkulasjon i en sone under sementering av olje-, gass- og vannbrønner som består av at en tiksotrop sementoppslemming pumpes inn i sonen, pumpingen avsluttes og den statiske oppslemmingen får herde, karakterisert ved at oppslemmingen som anvendes består av vann, hydraulisk sement, én eller flere kryssbindbare harpikser valgt fra vannoppløselige cel luloseetere; polyvinylalkohol; homopolymerer, kopolymerer og terpolymerer av AMPS (2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre), natriumvinylsulfonat, akrylamid, N,N-dimetylakrylamid og akrylsyre, og et titanchelat kryssbindingsmiddel som er: hvori: X<1> og X<2> står for funksjonelle grupper som inneholder oksygen eller nitrogen Y<1> og Y<2> betyr kjeder inneholdene 2 eller 3 karbonatomer R<1> og R<2> er H eller substituerte eller usubstituerte alkyl- eller arylgrupper; eller -OR<1> eller -OR<2> kan være et halogenatom; og videre hvori enten (a) eventuelle alkoksyd- (-0R)-grupper eller halogenatomer kan være helt eller delvis erstattet med én eller flere -OY^-X<1-> eller -OY<2>X<2->; eller (b) eventuelle —OY^X<1>— eller -OY<2>X<2>-grupper kan være helt eller delvis erstattet av alkoksyd(-0R) eller halogen; hvori R er isopropyl og R<1> er etylen eller isopropylen; hvori R<1> er etylen eller isopropylen; eller hvori R<1> er etylen eller isopropylen; eller en delvis polymerisert forbindelse I hvori polymerisasjonen har funnet sted på titanatomet.
2 . Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det som kryssbindende middel anvendes titan-monotrietanolamin.
3 . Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det som kryssbindende middel anvendes titantrietanolamin.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at titanmonotrietanolaminet anvendes i fast form, og tørrblandes med mellom 5 og 50 vekt-% sukker, valgt fra gruppen bestående av fruktose, mannose, glukose, arabinose, galaktose, katekol og blandinger derav.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at titanmonotrietanolaminet anvendes i fast form, og tørrblandes med mellom 10 og 30 vekt-% fruktose.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det som kryssbindbart middel anvendes karboksymetylhydroksyetylcellulose.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det som kryssbindbart middel anvendes hydroksyetylcellulose.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at titanchelatet anvendes i en mengde på fra 0,01 til 10 vekt-% av sementen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at titanchelatet anvendes i en mengde på fra 0,25 til 0,75 vekt-% av sementen.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at titanchelat avsettes på en nøytral bærer.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at det som nøytral bærer anvendes diatoméjord eller silisiumoksydpulver.
NO843965A 1983-10-11 1984-10-02 Fremgangsmaate for bekjempelse av tapt sirkulasjon ved anvendelse av tiksotrope sementer. NO164365C (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/540,742 US4524828A (en) 1983-10-11 1983-10-11 Method of using thixotropic cements for combating gas migration problems
US06/540,741 US4515216A (en) 1983-10-11 1983-10-11 Method of using thixotropic cements for combating lost circulation problems

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO843965L NO843965L (no) 1985-05-06
NO164365B true NO164365B (no) 1990-06-18
NO164365C NO164365C (no) 1990-09-26

Family

ID=27066512

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO843965A NO164365C (no) 1983-10-11 1984-10-02 Fremgangsmaate for bekjempelse av tapt sirkulasjon ved anvendelse av tiksotrope sementer.
NO843964A NO164364C (no) 1983-10-11 1984-10-02 Fremgangsmaate for bekjempelse av gassmigrering ved anvendelse av tiksotrop sementoppslemming.

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO843964A NO164364C (no) 1983-10-11 1984-10-02 Fremgangsmaate for bekjempelse av gassmigrering ved anvendelse av tiksotrop sementoppslemming.

Country Status (11)

Country Link
US (3) US4515216A (no)
EP (1) EP0145151B1 (no)
AT (1) ATE33421T1 (no)
AU (1) AU565900B2 (no)
BR (2) BR8405110A (no)
CA (2) CA1217325A (no)
DE (1) DE3470341D1 (no)
MX (2) MX165389B (no)
MY (1) MY101840A (no)
NO (2) NO164365C (no)
NZ (2) NZ209452A (no)

Families Citing this family (139)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU568040B2 (en) * 1985-07-08 1987-12-10 Mitsubishi Rayon Company Limited Cured fibre-reinforced article
GB8525723D0 (en) * 1985-10-18 1985-11-20 Redland Technology Ltd Cementitious compositions
US4964917A (en) * 1986-08-26 1990-10-23 Sandoz Ltd. Methods and compositions for reclaiming concrete
US4822421A (en) * 1988-03-04 1989-04-18 The Dow Chemical Company Thixotropic cement compositions
US4917186A (en) * 1989-02-16 1990-04-17 Phillips Petroleum Company Altering subterranean formation permeability
US4924942A (en) * 1989-02-28 1990-05-15 Union Oil Company Of California Well forming process
US5049288A (en) * 1989-06-27 1991-09-17 Halliburton Company Set retarded cement compositions and methods for well cementing
US4941536A (en) * 1989-06-27 1990-07-17 Halliburton Company Set retarded cement compositions and methods for well cementing
US5268112A (en) * 1990-12-21 1993-12-07 Union Oil Company Of California Gel-forming composition
US5203834A (en) * 1990-12-21 1993-04-20 Union Oil Company Of California Foamed gels having selective permeability
US5145012A (en) * 1990-12-21 1992-09-08 Union Oil Company Of California Method for selectively reducing subterranean water permeability
US5541855A (en) * 1991-08-28 1996-07-30 Atrof Bauphysik Ag Device for testing unset concrete and mortar
FR2686891B1 (fr) * 1992-02-03 1995-06-16 Inst Francais Du Petrole Nouvelles compositions a base de gels et leur utilisation pour la reduction selective de la permeabilite a l'eau dans les reservoirs chauds et sales.
US5545450A (en) 1992-08-11 1996-08-13 E. Khashoggi Industries Molded articles having an inorganically filled organic polymer matrix
US5851634A (en) 1992-08-11 1998-12-22 E. Khashoggi Industries Hinges for highly inorganically filled composite materials
US5453310A (en) 1992-08-11 1995-09-26 E. Khashoggi Industries Cementitious materials for use in packaging containers and their methods of manufacture
US5830305A (en) 1992-08-11 1998-11-03 E. Khashoggi Industries, Llc Methods of molding articles having an inorganically filled organic polymer matrix
US5641584A (en) 1992-08-11 1997-06-24 E. Khashoggi Industries Highly insulative cementitious matrices and methods for their manufacture
US5665439A (en) 1992-08-11 1997-09-09 E. Khashoggi Industries Articles of manufacture fashioned from hydraulically settable sheets
US5928741A (en) 1992-08-11 1999-07-27 E. Khashoggi Industries, Llc Laminated articles of manufacture fashioned from sheets having a highly inorganically filled organic polymer matrix
US5658603A (en) 1992-08-11 1997-08-19 E. Khashoggi Industries Systems for molding articles having an inorganically filled organic polymer matrix
US5508072A (en) 1992-08-11 1996-04-16 E. Khashoggi Industries Sheets having a highly inorganically filled organic polymer matrix
US5580624A (en) 1992-08-11 1996-12-03 E. Khashoggi Industries Food and beverage containers made from inorganic aggregates and polysaccharide, protein, or synthetic organic binders, and the methods of manufacturing such containers
US5506046A (en) 1992-08-11 1996-04-09 E. Khashoggi Industries Articles of manufacture fashioned from sheets having a highly inorganically filled organic polymer matrix
US5582670A (en) 1992-08-11 1996-12-10 E. Khashoggi Industries Methods for the manufacture of sheets having a highly inorganically filled organic polymer matrix
US5720913A (en) 1992-08-11 1998-02-24 E. Khashoggi Industries Methods for manufacturing sheets from hydraulically settable compositions
US5830548A (en) 1992-08-11 1998-11-03 E. Khashoggi Industries, Llc Articles of manufacture and methods for manufacturing laminate structures including inorganically filled sheets
US5800647A (en) 1992-08-11 1998-09-01 E. Khashoggi Industries, Llc Methods for manufacturing articles from sheets having a highly inorganically filled organic polymer matrix
US5660903A (en) 1992-08-11 1997-08-26 E. Khashoggi Industries Sheets having a highly inorganically filled organic polymer matrix
NZ255666A (en) 1992-08-11 1997-04-24 Khashoggi E Ind Food/drink containers formed from a hydraulically settable binder, water and a rheology-modifying agent
US5580409A (en) 1992-08-11 1996-12-03 E. Khashoggi Industries Methods for manufacturing articles of manufacture from hydraulically settable sheets
US5631097A (en) 1992-08-11 1997-05-20 E. Khashoggi Industries Laminate insulation barriers having a cementitious structural matrix and methods for their manufacture
US5332040A (en) * 1992-10-22 1994-07-26 Shell Oil Company Process to cement a casing in a wellbore
US5309999A (en) * 1992-10-22 1994-05-10 Shell Oil Company Cement slurry composition and method to cement wellbore casings in salt formations
US5478802A (en) * 1992-12-29 1995-12-26 Phillips Petroleum Company Gelling compositions useful for oil field applications
DK169728B1 (da) 1993-02-02 1995-01-23 Stein Gaasland Fremgangsmåde til frigørelse af cellulosebaserede fibre fra hinanden i vand og støbemasse til plastisk formning af celluloseholdige fiberprodukter
US5543186A (en) 1993-02-17 1996-08-06 E. Khashoggi Industries Sealable liquid-tight, thin-walled containers made from hydraulically settable materials
US5327969A (en) * 1993-04-30 1994-07-12 Halliburton Company Method of preventing gas migration during primary well cementing
GB9313081D0 (en) * 1993-06-25 1993-08-11 Pumptech Nv Selective zonal isolation of oil wells
US5738921A (en) 1993-08-10 1998-04-14 E. Khashoggi Industries, Llc Compositions and methods for manufacturing sealable, liquid-tight containers comprising an inorganically filled matrix
US5472051A (en) * 1994-11-18 1995-12-05 Halliburton Company Low temperature set retarded well cement compositions and methods
GB9500089D0 (en) 1995-01-04 1995-03-01 Sofitech Nv Thixotropic materials
US5501277A (en) * 1995-03-06 1996-03-26 Halliburton Company Combating lost circulation during the drilling of wells
US5653797A (en) * 1996-04-26 1997-08-05 National Gypsum Company Ready mixed setting-type joint compound and method of making same
US5672203A (en) * 1996-08-07 1997-09-30 Halliburton Company Set retarded cementing compositions and methods
US6176314B1 (en) * 1999-07-15 2001-01-23 Phillips Petroleum Company Low density well cement compositions and method of use
US6457523B1 (en) 2000-07-07 2002-10-01 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed thixotropic cement compositions and methods
US6508306B1 (en) 2001-11-15 2003-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for solving lost circulation problems
US6616753B2 (en) 2001-12-11 2003-09-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for sealing subterranean zones
US6591909B1 (en) 2001-12-20 2003-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Whey protein retarder
US20040110287A1 (en) * 2002-07-29 2004-06-10 Es Cell International Pte Ltd. Multi-step method for the differentiation of insulin positive, glucose responsive cells
US20040023815A1 (en) * 2002-08-01 2004-02-05 Burts Boyce Donald Lost circulation additive, lost circulation treatment fluid made therefrom, and method of minimizing lost circulation in a subterranean formation
US6936574B2 (en) * 2002-08-30 2005-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Process for controlling gas migration during well cementing
US6708760B1 (en) 2002-11-19 2004-03-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones
US6986391B2 (en) * 2002-11-26 2006-01-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fracturing subterranean zones penetrated by well bores and fracturing fluids therefor
US7140440B2 (en) * 2002-12-10 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss additives for cement slurries
US7140439B2 (en) * 2002-12-10 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing remedial compositions
US7048053B2 (en) * 2002-12-10 2006-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite compositions having enhanced compressive strength
US7147067B2 (en) * 2002-12-10 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing drilling fluids
US7544640B2 (en) * 2002-12-10 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing treating fluid
US7150321B2 (en) * 2002-12-10 2006-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing settable spotting fluids
US7866394B2 (en) 2003-02-27 2011-01-11 Halliburton Energy Services Inc. Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry
US6889766B2 (en) * 2003-02-27 2005-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for passing a swelling agent into a reservoir to block undesirable flow paths during oil production
US6983799B2 (en) * 2003-02-27 2006-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Method of using a swelling agent to prevent a cement slurry from being lost to a subterranean formation
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
US6908508B2 (en) 2003-06-04 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Settable fluids and methods for use in subterranean formations
US7104327B2 (en) * 2003-08-19 2006-09-12 Halliburton Engery Services, Inc. Methods of fracturing high temperature subterranean zones and foamed fracturing fluids therefor
US6899177B2 (en) * 2003-10-10 2005-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing subterranean zones with cement compositions having enhanced compressive strengths
US7448450B2 (en) * 2003-12-04 2008-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling and cementing with fluids containing zeolite
US20060272819A1 (en) * 2004-01-16 2006-12-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents, and associated methods
US20050155763A1 (en) * 2004-01-16 2005-07-21 Reddy B. R. Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use
US7297664B2 (en) * 2004-07-28 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor
US7004256B1 (en) * 2004-10-11 2006-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Set retarder compositions, cement compositions, and associated methods
US6978835B1 (en) 2004-10-11 2005-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations
US7642223B2 (en) * 2004-10-18 2010-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone
US9512345B2 (en) 2004-10-20 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spacer fluids comprising pumicite and methods of using such fluids in subterranean formations
US20100044057A1 (en) * 2004-10-20 2010-02-25 Dealy Sears T Treatment Fluids Comprising Pumicite and Methods of Using Such Fluids in Subterranean Formations
US7690429B2 (en) 2004-10-21 2010-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using a swelling agent in a wellbore
US8858860B2 (en) * 2004-11-02 2014-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable retarder for cementing applications
US7560419B2 (en) * 2004-11-03 2009-07-14 Halliburton Energy Services, Inc. Method and biodegradable super absorbent composition for preventing or treating lost circulation
US7284611B2 (en) * 2004-11-05 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations
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
US7399355B2 (en) * 2005-02-22 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss control additive and cement compositions comprising same
US7067000B1 (en) * 2005-02-22 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing using a fluid loss control additive
US7891424B2 (en) * 2005-03-25 2011-02-22 Halliburton Energy Services Inc. Methods of delivering material downhole
US8129317B2 (en) * 2005-05-02 2012-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Viscosified treatment fluids comprising polycarboxylic acid gelling agents and associated methods
US7325615B2 (en) * 2005-05-02 2008-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Viscosified treatment fluids comprising polycarboxylic acid gelling agents and associated methods
US7537656B2 (en) * 2005-06-22 2009-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising biodegradable monomers for retarding the setting thereof
US7350574B2 (en) * 2005-06-22 2008-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of retarding the setting of a cement composition using biodegradable monomers
JP2007018198A (ja) * 2005-07-06 2007-01-25 Sony Corp リンク情報付きインデックス情報生成装置、タグ情報付き画像データ生成装置、リンク情報付きインデックス情報生成方法、タグ情報付き画像データ生成方法及びプログラム
US7870903B2 (en) * 2005-07-13 2011-01-18 Halliburton Energy Services Inc. Inverse emulsion polymers as lost circulation material
US7341106B2 (en) * 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
US7478675B2 (en) * 2005-09-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods
US7617870B1 (en) 2008-05-14 2009-11-17 Halliburton Energy Services, Inc. Extended cement compositions comprising oil-swellable particles and associated methods
US7575055B2 (en) * 2006-07-05 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Storable nonaqueous cement slurries and methods of using same
US8685901B2 (en) * 2007-01-30 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing compositions and methods of using same
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
US7670994B1 (en) * 2007-06-13 2010-03-02 Catalyst Partners, Inc. Method for treating oil and gas wells
US7612021B2 (en) * 2007-08-24 2009-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions utilizing lost-circulation materials comprising composite particulates
US8044001B2 (en) * 2007-11-20 2011-10-25 Dorf Ketal Speciality Catalysts, Llc Solid zirconium-based cross-linking agent and use in oil field applications
US8044002B2 (en) * 2007-11-21 2011-10-25 Dorf Ketal Speciality Catalysts, Llc Solid zirconium-based cross-linking agent and use in oil field applications
US7854262B2 (en) 2008-10-14 2010-12-21 Halliburton Energy Services, Inc. Sorel cement compositions, amine phosphono retarders, and associated methods
TWI500602B (zh) * 2008-12-12 2015-09-21 Henry Co Llc 用於製造石膏牆板之鈦和鋯混合物及乳化液
US9731999B2 (en) 2011-09-23 2017-08-15 Iqbal Gill Chemical admixtures for hydraulic cements
US9505972B2 (en) 2012-03-09 2016-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation treatment fluids comprising pumice and associated methods
US9371712B2 (en) 2012-03-09 2016-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods
US9255031B2 (en) 2012-03-09 2016-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Two-part set-delayed cement compositions
US8851173B2 (en) 2012-03-09 2014-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US9790132B2 (en) 2012-03-09 2017-10-17 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
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
US9227872B2 (en) 2012-03-09 2016-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods
US9255454B2 (en) 2012-03-09 2016-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions 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
US9580638B2 (en) 2012-03-09 2017-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Use of synthetic smectite in set-delayed cement compositions
US9534165B2 (en) 2012-03-09 2017-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions and methods of use
US9328583B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US9328281B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Foaming of set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime
US10082001B2 (en) 2012-03-09 2018-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Cement set activators for cement compositions and associated methods
US10195764B2 (en) 2012-03-09 2019-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
AU2013338387B2 (en) * 2012-10-31 2016-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for producing fluid invasion resistant cement slurries
WO2014120385A1 (en) * 2013-01-30 2014-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for producing fluid migration resistant cement slurries
WO2015034518A1 (en) * 2013-09-06 2015-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Measurement of cement slurry properties under downhole conditions
BR112016002613A2 (pt) 2013-09-09 2017-08-01 Halliburton Energy Services Inc método de cimentação, composição de cimento de pega lenta e sistema para a cimentação
US9321953B1 (en) 2013-11-22 2016-04-26 Fritz Industries, Inc. Well cementing
WO2016163996A1 (en) * 2015-04-07 2016-10-13 Halliburton Energy Services, Inc. Engineering methodology to treat severe loss zones with thixotropic cement system
CN105018055B (zh) * 2015-07-29 2018-11-02 天津中油渤星工程科技有限公司 一种油井水泥触变剂及其制备方法
US10415330B2 (en) 2017-10-10 2019-09-17 Saudi Arabian Oil Company Thixotropic cement slurry and placement method to cure lost circulation
US11236234B2 (en) * 2018-01-03 2022-02-01 United States Gypsum Company Joint compounds and plasters with a complexometric dye and methods
CN111087997A (zh) * 2018-10-24 2020-05-01 中国石油化工股份有限公司 一种油藏油井堵水的方法
US11591509B2 (en) * 2019-10-11 2023-02-28 Qatar Foundation For Education, Science And Community Development Iron sulphide scale removal from oil and gas wells using green formulation
CN112664160B (zh) * 2020-12-25 2022-11-18 中煤地质集团有限公司 一种破碎岩层固井方法
CN114439396B (zh) * 2022-01-25 2023-05-02 西南石油大学 一种主动式井筒智能控压系统
US11905458B2 (en) * 2022-02-18 2024-02-20 Saudi Arabian Oil Company Loss circulation materials for high pressure formations
US20230303906A1 (en) * 2022-03-23 2023-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of making and using a thixotropic cement composition
CN114808957A (zh) * 2022-05-31 2022-07-29 中国十九冶集团有限公司 用于岩溶地区桥梁桩基成孔的施工方法

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2491487A (en) * 1945-07-09 1949-12-20 Roy C Faulwetter Process of making water-impervious concrete
US2935522A (en) * 1956-10-22 1960-05-03 Kendall & Co Organo-metallic titanium compounds
US3094425A (en) * 1961-02-02 1963-06-18 Grace W R & Co Cement grinding aid and pack set inhibitor
US3582375A (en) * 1968-03-21 1971-06-01 Western Co Of North America Well cementing composition
US3619221A (en) * 1970-03-25 1971-11-09 Grace W R & Co Amine formate accelerator additives for portland cement compositions
US3959003A (en) * 1972-04-10 1976-05-25 Halliburton Company Thixotropic cementing compositions
US3804174A (en) * 1973-07-20 1974-04-16 Halliburton Co Well cementing method using thixotropic
US3835926A (en) * 1973-08-13 1974-09-17 Halliburton Co Methods for sealing subterranean earth formations
US3928052A (en) * 1973-08-13 1975-12-23 Halliburton Co Methods and compositions for sealing subterranean earth formations
US4120361A (en) * 1974-04-19 1978-10-17 Phillips Petroleum Company Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines
US4036301A (en) * 1974-10-29 1977-07-19 Standard Oil Company (Indiana) Process and composition for cementing casing in a well
US4038093A (en) * 1975-10-14 1977-07-26 Exxon Production Research Company Cement composition for high temperature wells and methods for producing the same
GB1538102A (en) * 1976-09-15 1979-01-10 Ici Ltd Calcium sulphate hemihydrate plaster
US4082563A (en) * 1976-12-20 1978-04-04 Tile Council Of America Sag resistant mortar compositions
US4280848A (en) * 1977-12-05 1981-07-28 Tile Council Of America Inc. Sag resistant mortar compositions
DE2830528B2 (de) * 1978-07-12 1981-04-23 Chemische Fabrik Stockhausen & Cie, 4150 Krefeld Verwendung von wasserlöslichen anionischen Polymerisaten als Additive für Tiefbohrzementschlämme
US4365670A (en) * 1979-03-05 1982-12-28 Halliburton Company Methods of forming isocyanate polymers for earth-sealing operations
US4321968A (en) * 1980-05-22 1982-03-30 Phillips Petroleum Company Methods of using aqueous gels
US4318744A (en) * 1980-06-06 1982-03-09 W. R. Grace & Co. Strength enhancing admixture for concrete compositions
US4337094A (en) * 1981-05-11 1982-06-29 The Euclid Chemical Company Additive composition for Portland cement materials
US4405372A (en) * 1982-03-08 1983-09-20 W. R. Grace & Co. Gypsum-free cement compositions
US4461856A (en) * 1983-11-03 1984-07-24 The Dow Chemical Company Aqueous hydraulic cement slurry

Also Published As

Publication number Publication date
NO843965L (no) 1985-05-06
DE3470341D1 (en) 1988-05-11
NO164364B (no) 1990-06-18
US4582139A (en) 1986-04-15
US4524828A (en) 1985-06-25
MX164900B (es) 1992-09-30
AU565900B2 (en) 1987-10-01
CA1217326A (en) 1987-02-03
ATE33421T1 (de) 1988-04-15
CA1217325A (en) 1987-02-03
MX165389B (es) 1992-11-09
US4515216A (en) 1985-05-07
NZ209452A (en) 1988-05-30
BR8405110A (pt) 1985-08-20
EP0145151B1 (en) 1988-04-06
BR8405111A (pt) 1985-08-27
EP0145151A1 (en) 1985-06-19
NZ209451A (en) 1988-05-30
MY101840A (en) 1992-01-31
NO164365C (no) 1990-09-26
AU3304084A (en) 1985-04-18
NO843964L (no) 1985-05-06
NO164364C (no) 1990-09-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO164365B (no) Fremgangsmaate for bekjempelse av tapt sirkulasjon ved anvendelse av tiksotrope sementer.
US3748159A (en) High temperature cementing compositions containing a lignosulfonic acid salt and a pentaboric acid salt
US4450009A (en) Method of preparing a light weight cement composition from sea water
US6165947A (en) Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations
EP0233660B1 (en) Delayed crosslinker composition
US6209646B1 (en) Controlling the release of chemical additives in well treating fluids
US6189615B1 (en) Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery
RU2482154C2 (ru) Способ получения бороцирконатного раствора и его применение в качестве сшивающего агента в жидкостях гидроразрыва пласта
CA2535193C (en) Polymer crosslinking system
US7378377B2 (en) Compositions for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids
EA008274B1 (ru) Композиция для управления проникновением скважинных жидкостей и газов и способ обработки буровой скважины
WO1995018910A2 (en) pH DEPENDENT PROCESS FOR RETARDING THE GELATION RATE OF A POLYMER GEL UTILIZED TO REDUCE PERMEABILITY IN OR NEAR A SUBTERRANEAN HYDROCARBON-BEARING FORMATION
SE444179B (sv) Komposition for formning av en poros permeabel konsoliderad sandmassa av kvartskorn samt anvendning derav
US6089318A (en) Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing
US3821985A (en) Well cementing method using high temperature cementing compositions
US4461644A (en) Light weight composition and a method of sealing a subterranean formation
US4657080A (en) Method of fracturing a subterranean formation using delayed crosslinker compositions containing organic titanium complexes
EP1457639B1 (en) Subterranean zone sealing composition
EA007923B1 (ru) Применение раствора гидравлического цемента в воде для снижения миграции воды и газа при цементировании ствола шахты (скважины) и способ цементирования ствола шахты (скважины)
US2876841A (en) Hydraulic cements having an extended thickening time, methods of making the same, and processes employing the same
CA2283015C (en) Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel
NO341157B1 (no) Blanding for behandling av brønner samt fremgangsmåte ved behandling av en brønn med samme
CN107216086B (zh) 一种防水冲蚀堵漏剂及其制备方法和应用
CA1253680A (en) Method of cementing a subterranean zone
WO2016153702A1 (en) Gravel packing fluids with enhanced thermal stability