NO165634B - Sementeringssammensetning inneholdende hydrolytisk stabile polymerer samt fremgangsmaate for sementering av et borehull. - Google Patents
Sementeringssammensetning inneholdende hydrolytisk stabile polymerer samt fremgangsmaate for sementering av et borehull. Download PDFInfo
- Publication number
- NO165634B NO165634B NO850140A NO850140A NO165634B NO 165634 B NO165634 B NO 165634B NO 850140 A NO850140 A NO 850140A NO 850140 A NO850140 A NO 850140A NO 165634 B NO165634 B NO 165634B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cementing
- copolymers
- amps
- copolymer
- cement
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title description 10
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 title 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 48
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 37
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims description 34
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 4
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 claims description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 26
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 17
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 15
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 2
- 239000004160 Ammonium persulphate Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019395 ammonium persulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/16—Sulfur-containing compounds
- C04B24/161—Macromolecular compounds comprising sulfonate or sulfate groups
- C04B24/163—Macromolecular compounds comprising sulfonate or sulfate groups obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en sementeringssammensetning inneholdende hydrolytisk stabile polymerer for bruk ved sementeringsoperasjoner i olje-, gass- og vannbrønner, samt fremgangsmåte for sementering av et borehull.
For at oljefeltsementeringsoperasjoner med hell skal kunne utføres, er det nødvendig med tilsetning til sementen av additiver som reduserer væsketap. Slike additiver vil bli benyttet i brønnsementeringsoperasjoner hvor sirkulasjonstem-peraturene i hullets bunn (BHCT) kan variere fra 26,7 til 16, 1°C, vesentlige saltkonsentrasjoner kan være til stede, og oppslemmingsretardasjon og -viskositet er kritiske aspekter siden disse påvirker pumpbarhet og trykkfasthet.
Foreliggende oppfinnelse angår en vandig sementeringssammensetning og fremgangsmåte for bruk av denne ved sementering av olje- og gassbrønner og lignende. Mer spesielt angår oppfinnelsen inkorporering av kopolymerer av N,N-dimetyl-akrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre i en hydraulisk sement for å redusere væsketap under sementerings-operas j oner.
Visse polymersammensetninger har lenge vært kjent for fagmannen innen brønnsementeringsteknikken i petroleumin-dustrien som sementeringsadditiver som er nyttige for redusering av væsketap for en oppslemming av sement og vann til det omgivende miljø, dvs. formasjonen. Disse sammensetninger betegnes vanligvis som "væsketapsadditiver".
Et eksempel på et væsketapsadditiv for bruk i en surgj'ør-ings- eller fraktureringssammensetning angis i US-PS 4.107.057. I dette patentet anvendes en kopolymer av et sulfonsyremodifisert akrylamid og et polyvinyl-kryssbindings-middel.
Innen sementeringsteknikken av oljebrønner har det blitt beskrevet en rekke polymerer som nyttige væsketapsadditiver for hydrauliske oljebrønnsementer. For eksempel beskriver US-PS 4.015.991 et slikt væsketapsadditiv for en hydraulisk sementoppslemming bestående av hydrolyserte kopolymerer av akrylamid (AA) og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS). Disse AA/AMPS-kopolymerene er imidlertid bare nyttige i operasjoner der bunnhull-sirkulasjonstemperaturen (BHCT) varierer i området 32 ,2-51,7 °C, mens BHCT-områder som forekommer i slike operasjoner, ofte befinner seg utenfor slikt område. Videre har disse kopolymerene en salttoleranse på bare opptil ca. 10%.
Temperaturbegrensningene til AA/AMPS-kopolymerene, dvs. tap av nyttevirkning over ca. 51,7'C BHCT, antas å være resultat-et av hydrolyse av amidgruppene. Karboksylatgruppene som dannes ved slik hydrolyse, omdanner kopolymerene til materialer som virker slik at de retarderer størkningen av sementen og reduserer trykkfastheten til den størknede sement. Videre, i den nedre del av ovennevnte temperaturområde (mellom 32,2 og 37,8°C) er AA/AMPS-kopolymeren mindre effektiv som et væsketapsadditiv, idet det kreves innbefat-ning av større mengder av et slikt additiv enn ved høyeretemperaturer. Innbefatningen av tilstrekkelig stor mengde additiv for å danne en akseptabel væsketapssammensetning skaper ofte viskositets- og pumpbarhetsproblemer fordi tilsetningen av slik kopolymer påvirker direkte reologien til den resulterende oppslemming. Kopolymerer av akrylamid ogAMPS viser høy viskositet og dårlig blandbarhet, hvilket resulterer i sementoppslemminger som har dårlige pumpbarhets-egenskaper under sementeringsoperasjoner. Blandbarhet er en subjektiv betegnelse som anvendes for å beskrive hvor godt komponentene i sementsammensetningen fuktes og blandes med hverandre, samt den energi som skal til for å skape en generelt homogen oppslemming.
Industrien ønsker således et væsketapsadditiv som har så liten effekt som mulig på trykkfasthet, størkningstid, viskositet og fortykningstid; er salttolererbar, dvs. ikke viser vesentlig tap av effektivitet i nærvær av salt; og er kjemisk stabil under sementeringsoperasjoner. Videre, et slikt ønsket væsketapsadditiv bør være forenelig med så mange andre additiver og omgivelsesforhold som mulig, bør være oppløselig i sementoppslemminger ved normal omgivelsestemper-atur som møtes ved oljebrønnsementerings-operasjoner, samt bør fortsette å gi væsketapsegenskaper over vide områder for temperatur og sement-pH-verdier.
US-PS 4.404.111 beskriver bruken av kopolymerer av N,N-dimetylakrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre som viskositetsregulerende midler i vandige sammensetninger for å lette petroleumutvinning av underjordiske formasjoner. Fremgangsmåten for fremstilling av nevnte kopolymerer anvender konvensjonelle fri radial-initiatorer slik som ammoniumpersulfat og resulterer i kopolymerer som har gjennomsnitlige molekylvekter på over ca. 1 million. Videre er mengden av NNDMA-mononmer som benyttes ved fremstilling av AMPS-/NNDMA-kopolymeren angitt å være mellom 70 og ca. 99,5 vekt-%.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en sementeringssammensetning for bruk ved sementeringsoperasjoner i olje-, gass- og vannbrønner, kjennetegnet ved at den innbefatter vann, hydraulisk sement og en kopolymer av N,N-dimetylakrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, hvor kopolymeren har et molforhold for N,N-dimetylakrylamid til 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre fra 1:4 til 4:1 og en molekylvekt mellom 75.000 og 300.000.
Videre er det ifølge oppfinnelsen tilveiebrakt en fremgangsmåte for sementering av en kanal i et et borehull som gjennomtrenger en jordformasjon, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at man innfører en sementeringssammensetning av den ovenfor definerte type, i mellomrommet mellom kanalen og formasjonen.
I det følgende vil N,N-dimetylakrylamid bli betegnet NNDMA og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre vil bli betegnet AMPS. Kopolymerene av disse forbindelsene er væsketapsadditiver som har gjennomsnitlige molekylvekter slik at en 1000 ppm vandig oppløsning av nevnte kopolymerer har en Brookfield-viskosi-tetsavlesning ved 5 omdr./min. ved bruk av U.L. Adapter Spindle i området mellom 30 og 250 centipoise, og mer spesielt mellom 130 og 200 centipoise. Når foreliggende sammensetninger inneholder salt i en mengde opptil ca. 18 vekt-% av vann, så er det foretrukne molforhold for NNDMA til AMPS ca. 1:1,5. Kopolymerene som anvendes i foreliggende oppfinnelse, er relativt stabile overfor hydrolyse i et bredt område for temperatur og pH. Slike kopolymerer kan sammen-blandes i fast form med en hvilken som helst tørr, hydraulisk oljefeltsement, eller kan tilsettes ved det tidspunkt sementoppslemmingen fremstilles, enten til innblandingsvannet eller til oppslemmingen. Foreliggende oppfinnelse omfatter også fremgangsmåter for sementering av en kanal i et borehull som gjennomtrenger en jordformasjon ved innføring av en slik sementeringssammensetning i mellomrommet mellon en slik kanal for formasjon.
I det nedenstående gis en mer utførlig og detaljert beskriv-else av oppfinnelsen' i sammenheng med typiske utførelser derav. •
Sementeringssammensetningene ifølge oppfinnelsen er nyttige ved sementeringsoperasjon i olje-, gass- og vannbrønner, fordi slike sammensetninger har redusert væsketap til den omgivende formasjon. Slike sammensetninger anvendes for å sementere en kanal som gjennomtrenger en permeabel jordfor-mas jon via innføring av en slik sammensetning i mellomrommet mellom en slik kanal og nevnte formasjon og la sammensetningen herde.
Kopolymerene som anvendes i foreliggende oppfinnelse kan fremstilles ifølge forskjellige velkjente fri-radikalteknik- ker. I foreliggende oppfinnelse ble imidlertid nye oppløs-ningspolymerisasjons-teknikker benyttet for oppnåelse av polymeroppløsninger av NNDMA og AMPS inneholdende 10 vekt-% faststoffer. Molforholdene for NNDMA- og AMPS-monomerene er variable, men for foreliggende oppfinnelses formål bør de ikke variere i forholdsmengder større enn 4 til 1 i hver retning.
En rekke materialer ble testet som potensielle væsketapsadditiver, inkludert NNDMA/AMPS-kopolymerer. Disse testene ble utført ved 37,8°C under anvendelse av klasse H sement og 4 6% vann beregnet på vekten av tørr sement. De additiv-holdige sementoppslemmingene ble blandet i et Halliburton-konsistometer og omrørt i 20 min. Halliburton-konsisto-meteret er en anordning som ikke er satt under trykk, og som simulerer en sementpumpeprosess via bevegelse av konsis-tometerbeholderen omkring en statisk skovle. Temperaturen kan variaeres, men trykket er atmosfærisk. Væsketap ble målt ved 6895 KPa gjennom en 325 mesh sikt i cm<3>/30 min. Resultatene fra disse væsketapstestene er gitt i tabell I.
Testresultatene i tabell I indikerer at visse kopolymerer av NNDMA/AMPS er effektive væsketapsadditiver under statiske betingelser ved 37,8°C.
For å bestemme om koplymerer av AMPS/NNDMA er følsomme overfor temperaturvariasjoner, ble det utført forsøk på samme måte som ovenfor ved temperaturer på 26,7, 37,8, 51,7 og 77,8°C. I tillegg ble molforhold for AMPS/NNDMAvurdert. Resultatene, som er angitt i tabell II, indikerer at slike kopolymerer av AMPS/NNDMA er effektive væsketaps-midler over et bredt temperaturområde. Videre indikerer disse data at det er begrenset væsketapsvariasjon med variasjon av molforholdet for AMPS/NNDMA når mengden av AMPS/NNDMA som er til stede, forblir konstant ved 0,6 vekt-% av tørr sement.
Tabell III gir forsøksresultater hvor molforholdene for AMPS/NNDMA-kopolymerene ble variert mellom 1:4 og 3,5:1. Videre inneholdt oppslemmingene med disse kopolymerene sjøvann eller salt i en mengde på 10%, 18% eller tilstrekkelig til å bevirke metning. Selv om dataene i tabell II indikerer at variasjon i molforholdet for AMPS/ NNDMA som er til stede i ferskvannsoppslemminger, har liten innvirkning på væsketapsegenskaper, er resultater i saltvann meget forskjellig. Dataene i tabell III indikerer at de testede kopolymerene reagerer forskjellig når salt-konsentrasjonene varieres. Ettersom saltkonsentrasjonen økes, blir det en økning i væsketap. Kopolymeradditivet var meget effektivt når det ble benyttet i sjøvanns-oppslemminger, med væsketapsvarians målt mellom 26 og 46. I en oppslemming med 10% salt beregnet på vekten av vann var væsketapsegenskapene utmerket i det prosentvise additivområdet av 0,8% eller 1,0% beregnet på vekt av tørr sement, med unntagelse for oppslemmmingene med molforhold 4:1 og 1:3,5 av AMPS/NNDMA. Oppslemmingene som bare inneholdt 0,6% additiv beregnet på vekten av tørr sement, var mindre effektive. For å opprettholde effektivitetsgraden er det nødvendig å øke mengden av kopolymeradditiv etter hvert som mengden av salt økes. Dette illustreres ytter-ligere i oppslemmingene av 18 vekt-% vann og mettet salt. Det skal imidlertid bemerkes at etter hvert som mengden av kopolymeradditiv økes, såøker også oppslemmingens
reologi. Fra et operasjonssynspunkt blir oppslemminger som har en reologi målt over ca. 12,5 Bearden-enheter for konsistens påHalliburton-konsistometer, mindre ønskelige og stadig mindreønskelige etter hvert som denne verdi øker.
Selv om mengden av kopolymer som er til stede, kan varieres, vil en generelt effektiv mengde være fra 0,1 til 1,5 vekt-% av tørr sement. En slik effektiv mengde vil avhenge av mengden av salt og vann som er til stede, temperatur, gjennomsnittlig molekylvekt for kopolymeren, reologiske betraktninger og andre tilstedeværende additiver. Ved benyttelse i sementoppslemminger inneholdende vesentlige mengder salt har den mest foretrukne væsketapsadditiv-kopolymeren av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS) og N,N-dimetylakrylamid (NNDMA) et molforhold for AMPS/NNDMA på 1,5:1. Gode væsketapsegenskaper utvises når molforholdet for NNDMA:AMPS varieres fra 4:1 til 1:4. Når molforholdet for AMPS:NNDMA varieres bort fra det mest foretrukne området på ca. 1,5:1, minskes imidlertid væsketapsegenskapene i slike saltholdige oppslemminger. Slike kopolymerer kan fremstilles med en rekke forskjellige molekylvekter.
Åtte kopolymerer med et molarforhold for AMPS/NNDMA på
1,5:1 ble syntetisert. De absolutte molekylvektene for disse polymerene ble ikke bestemt. Prøvene ble imidlertid gradert i avtagende rekkefølge for molekylvekt ved viskositet under anvendelse av en 1000 ppm konsentrasjon av kopolymer i vann. Viskositetene ble målt på et Brookfield-viskometer med "New UL Adapter" ved bruk av "RVT-faktorer" tilveiebragt av fabrikanten. Spindelhastigheter på 1, 2,5
og 5 omdr./min. ble benyttet. Verdiene oppnådd ved 5 omdr./ min. ble benyttet for sammenligning av viskositeter. Polymeroppløsningene ble fremstilt ved fortynning av for-rådsoppløsningene av polymerene oppnådd fra polymerisasjons-apparaturen til 1000 ppm. Faststoffinnholdet i forråds-oppløsningene var på forhånd bestemt ved utfelling av polymerene med aceton og veiing av den tørkede polymer. Viskositetene ble uttrykt i centipoise ved en gitt omdr./min.-verdi for spindelen. Disse data gis i tabell IV.
Molekylvekten til kopolymeren er viktig av reologiske grun-ner. Etter hvert som molekylvekten til kopolymeren øker,
så øker viskositeten til sementoppslemmingen og når til slutt et punkt hvor den i det vesentlige ikke lenger er pumpbar. Dette punkt nås nårBrookfield-viskositetsavlesningen for en 1000 ppm oppløsning av kopolymer ved 5 omdr./min. på U.L. Adapter-spindelen er noe over en avlesning på 250 centipoise. En slik avlesning tilsvarer omtrent en molekylvekt på ca. 300.000. På den annen side, når denne Brookfield-viskositetsavlesning, under de samme betingelsene, faller under en verdi på ca. 30 (hvilket tilsvarer en molekylvekt på ca. 75.000), minskes væsketapsegenskapene til en slik kopolymer under et vesentlig effektivt nivå.
Selv om proposjonaliteten mellom oppløsningsviskositeten og molekylvekten til et makromolekyl er et etablert faktum, forekommer avvik med variasjon i kopolymersammensetning, sekvenslengde for enhetene, intermolekylær og intramolekylær reaksjon mellom sidekjedene og den totale molekylstruktur. Temmelig enkle og nøyaktige resultater kan oppnås når man forutsier eller beregner oppløsningsviskositeten til en homopolymer av en gitt molekylvekt dersom en kalibrering er tilgjengelig; den samme forutsigelse er imidlertid mer tilfeldig i tilfellet for kopolymerer slik som NNDMA/AMPS-kopolymerene som inneholder sterkt ioniserende -S03H-enheter samt -N(CH3)2-grupper som kan protoneres under sterkt sure betingelser. Med andre ord, to prøver av kopolymerene med den samme sammensetning og molekylvekt kan ha vidt forskjellige oppløsningsviskositeter avhengig av sekvenslengde på komponent-monomerenhetene, hvilken lengde bestemmes av de reaksjonsbetingelser som benyttes under polymerisasjon.
Prøvene (1), (2), (4), (5), (6) og (8) i tabell IV ble testet for væsketapsegenskaper. Prøver (1), (2), (4), (5) og (6) virket likeledes i ferskvann. Prøve (8) ga ikke gode væsketapsegenskaper i ferskvann. Molekylvektområdene for kopolymerene er således mellom 75.000 og 300.000.
Testene vedrørende WOC (ventetid som er definert som den tid som skal til for at oppslemmingen skal oppnå en trykkfasthet på 3.447,5 KPa) for sement og 24 timers trykkfastheter foretatt med sementsammensetninger inneholdende kopolymerer av NNDMA/AMPS med molforhold på 1:1,5 og kopolymerer av AA/AMPS med molforhold på 4:1, er angitt i tabell V. Disse tester indikerer at sementoppslemminger inneholdende NNDMA/AMPS-kopolymerer gir bedre trykkfastheter og kortere WOC-tider enn sementoppslemminger inneholdende AA/AMPS-kopolymerene . Ved benyttelse i sementoppslemminger inneholdende betydelige mengder salt, har den mest foretrukne kopolymerforbindelsen av NNDMA og AMPS som væsketapsadditiv, et molforhold på ca. 1:1,5, respektivt, og en molekylvekt mellom150.000og 250.000.
Claims (5)
1.
Sementeringssammensetning for bruk ved sementeringsoperasjoner i olje-, gass- og vannbrønner,karakterisert vedat den innbefatter vann, hydraulisk sement og en kopolymer av N,N-dimetylakrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, hvor kopolymeren har et molforhold for N,N-dimetylakrylamid til 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre fra 1:4 til 4:1 og en molekylvekt mellom 75.000 og 300.000.
2 .
Sammensetning ifølge krav 1,karakterisertved at kopolymeren er tilstede i en mengde fra 0,1til 1,5% beregnet på sementvekten.
3.
Sammensetning ifølge krav 2,karakterisertved at vannet inneholder opptil 18% salt beregnet på vekten av vann.
4.
Sammensetning ifølge krav 3,karakterisertved at molforholdet for N,N-dimetylakrylamid til 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre i kopolymeren er 1:1,5.
5.
Fremgangsmåte for sementering av en kanal i et borehull som gjennomtrenger en jordformasjon,karakterisertved at at man innfører en sementeringssammensetning som tilsvarer hvilke som helst av sammensetningene ifølge krav 1-4, i mellomrommet mellom kanalen og formasjonen.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/592,989 US4515635A (en) | 1984-03-23 | 1984-03-23 | Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO850140L NO850140L (no) | 1985-09-24 |
| NO165634B true NO165634B (no) | 1990-12-03 |
| NO165634C NO165634C (no) | 1991-03-13 |
Family
ID=24372895
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO850140A NO165634C (no) | 1984-03-23 | 1985-01-11 | Sementeringssammensetning inneholdende hydrolytisk stabile polymerer samt fremgangsmaate for sementering av et borehull. |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4515635A (no) |
| EP (1) | EP0157055B1 (no) |
| AU (1) | AU564003B2 (no) |
| CA (1) | CA1228723A (no) |
| DE (1) | DE3482107D1 (no) |
| MY (1) | MY102013A (no) |
| NO (1) | NO165634C (no) |
| SG (1) | SG68190G (no) |
Families Citing this family (174)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4743301A (en) * | 1983-08-18 | 1988-05-10 | Takenaka Komuten Co., Ltd. | Concrete composition for underwater use |
| US4555269A (en) * | 1984-03-23 | 1985-11-26 | Halliburton Company | Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions |
| US4683952A (en) * | 1984-09-19 | 1987-08-04 | Exxon Research And Engineering Company | Fluid loss control in oil field cements |
| US4640942A (en) * | 1985-09-25 | 1987-02-03 | Halliburton Company | Method of reducing fluid loss in cement compositions containing substantial salt concentrations |
| US4676317A (en) * | 1986-05-13 | 1987-06-30 | Halliburton Company | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations |
| US4700780A (en) * | 1987-03-27 | 1987-10-20 | Halliburton Services | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations |
| US4806164A (en) * | 1987-03-27 | 1989-02-21 | Halliburton Company | Method of reducing fluid loss in cement compositions |
| US4892589A (en) * | 1987-10-30 | 1990-01-09 | Aqualon Company | Composition comprising water-soluble, nonionic hydrophobically modified hydroxyethyl cellulose and water-soluble, nonionic hydroxyethyl cellulose |
| US4941536A (en) * | 1989-06-27 | 1990-07-17 | Halliburton Company | Set retarded cement compositions and methods for well cementing |
| US5049288A (en) * | 1989-06-27 | 1991-09-17 | Halliburton Company | Set retarded cement compositions and methods for well cementing |
| US4938803A (en) * | 1989-07-05 | 1990-07-03 | Nalco Chemical Company | Vinyl grafted lignite fluid loss additives |
| US5028271A (en) * | 1989-07-05 | 1991-07-02 | Nalco Chemical Company | Vinyl grafted lignite fluid loss additives |
| US5134215A (en) * | 1990-10-15 | 1992-07-28 | Nalco Chemical Company | Method for reducing fluid loss from oilfield cement slurries using vinyl grafted wattle tannin |
| US5147964A (en) * | 1990-10-15 | 1992-09-15 | Nalco Chemical Company | Method for reducing fluid loss from oilfield cement slurries using vinyl grafted wattle tannin |
| US6089318A (en) * | 1997-11-05 | 2000-07-18 | Fritz Industries, Inc. | Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing |
| US5988279A (en) * | 1997-11-05 | 1999-11-23 | Fritz Industries, Inc. | Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing |
| US6085840A (en) * | 1997-11-05 | 2000-07-11 | Fritz Industries, Inc. | Method for control of liquid loss and gas migration in well cementing |
| DE19752093C2 (de) * | 1997-11-25 | 2000-10-26 | Clariant Gmbh | Wasserlösliche Copolymere auf Acrylamid-Basis und ihre Verwendung als Zementationshilfsmittel |
| DE19806482A1 (de) * | 1998-02-17 | 1999-08-19 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Wasserlösliche oder wasserquellbare sulfogruppenhaltige Copolymere, Verfahren zu deren Herstellung und ihre Verwendung |
| US6268406B1 (en) | 1999-06-09 | 2001-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing methods using compositions containing liquid polymeric additives |
| EP1065186A1 (en) * | 1999-06-09 | 2001-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing method |
| US6405801B1 (en) | 2000-12-08 | 2002-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods |
| WO2002083743A1 (en) * | 2001-04-16 | 2002-10-24 | Wsp Chemicals & Technology Llc | Water-soluble polymer complexes |
| US6855672B2 (en) * | 2001-11-07 | 2005-02-15 | Baker Hughes Incorporated | Copolymers useful for gelling acids |
| US6497283B1 (en) * | 2001-11-19 | 2002-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cement additives, compositions and methods |
| US20030181542A1 (en) * | 2002-03-21 | 2003-09-25 | Vijn Jan Pieter | Storable water-silica suspensions and methods |
| US6644405B2 (en) | 2002-03-21 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods |
| US7063153B2 (en) * | 2002-06-20 | 2006-06-20 | Eoff Larry S | Methods and compositions for cementing wells |
| US6715552B2 (en) | 2002-06-20 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing methods and compositions |
| US7544640B2 (en) * | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
| 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 |
| US6964302B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
| 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 |
| US7150321B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing settable spotting fluids |
| US20040221990A1 (en) * | 2003-05-05 | 2004-11-11 | Heathman James F. | Methods and compositions for compensating for cement hydration volume reduction |
| 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 |
| US6681856B1 (en) | 2003-05-16 | 2004-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean zones penetrated by well bores using biodegradable dispersants |
| US6689208B1 (en) | 2003-06-04 | 2004-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight cement compositions and methods of cementing in subterranean formations |
| US6908508B2 (en) * | 2003-06-04 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable fluids and methods for use in subterranean formations |
| US6739806B1 (en) | 2003-06-13 | 2004-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in subterranean formations |
| US7021380B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising set retarder compositions and associated methods |
| US20050034864A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-02-17 | Caveny William J. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications |
| US7073585B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications |
| 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 |
| US6983800B2 (en) * | 2003-10-29 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, cement compositions and oil suspensions of powder |
| US7073584B2 (en) | 2003-11-12 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads |
| US20050109507A1 (en) * | 2003-11-21 | 2005-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using cement compositions having long-term slurry-state stability |
| US7448450B2 (en) * | 2003-12-04 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and cementing with fluids containing zeolite |
| US6840319B1 (en) | 2004-01-21 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, compositions and biodegradable fluid loss control additives for cementing subterranean zones |
| US9512346B2 (en) | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
| US7445669B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
| US7607482B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
| US20050241545A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions |
| US7114569B2 (en) * | 2004-06-14 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Methods, cement compositions and suspending agents therefor |
| US7059408B2 (en) | 2004-07-08 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the impact of a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent on a cement slurry |
| US7297664B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor |
| US7150322B2 (en) * | 2004-08-24 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising environmentally compatible defoamers and methods of use |
| US7290613B2 (en) * | 2004-10-15 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising aromatic sulfonated polymers and methods of using the same |
| US7303014B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US7373981B2 (en) | 2005-02-14 | 2008-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing with lightweight cement compositions |
| 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 |
| US7201798B2 (en) * | 2005-05-05 | 2007-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations |
| US20060249289A1 (en) * | 2005-05-05 | 2006-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations |
| US7670423B2 (en) * | 2005-06-03 | 2010-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement composition comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use |
| US7273103B2 (en) * | 2005-06-03 | 2007-09-25 | Halliburtoncenergy Services, Inc. | Cement compositions comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use |
| US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
| US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
| US7213646B2 (en) * | 2005-09-09 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing compositions comprising cement kiln dust, vitrified shale, zeolite, and/or amorphous silica utilizing a packing volume fraction, and associated methods |
| US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
| US8297357B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
| US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
| US7077203B1 (en) * | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
| US7395860B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using foamed settable compositions comprising cement kiln dust |
| US8333240B2 (en) * | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
| US7174962B1 (en) | 2005-09-09 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
| US7335252B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
| US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
| US9006155B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
| US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
| US9150773B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations |
| US7789150B2 (en) * | 2005-09-09 | 2010-09-07 | Halliburton Energy Services Inc. | Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use |
| US8609595B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use |
| US7631692B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising a natural pozzolan and associated methods |
| US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| US8555967B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition |
| US7353870B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
| US7607484B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
| US8327939B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use |
| US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
| US7743828B2 (en) * | 2005-09-09 | 2010-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content |
| US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
| US7478675B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
| US8307899B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
| US9051505B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
| US7337842B2 (en) * | 2005-10-24 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust |
| US7381263B2 (en) | 2005-10-24 | 2008-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust |
| US20070101905A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
| US20070105995A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
| US7296626B2 (en) * | 2005-11-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid additive for reducing water-soluble chromate |
| US7284609B2 (en) * | 2005-11-10 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
| US7199086B1 (en) | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
| US7325611B2 (en) * | 2006-03-09 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions for reducing gas or water migration and methods of using the same |
| US7204310B1 (en) | 2006-04-11 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
| US7338923B2 (en) * | 2006-04-11 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
| US7523784B2 (en) * | 2007-01-11 | 2009-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations |
| US7576040B2 (en) * | 2007-01-11 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives |
| US7360598B1 (en) | 2007-02-05 | 2008-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc, | Method of using lignite grafted fluid loss control additives in cementing operations |
| US7388045B1 (en) | 2007-02-05 | 2008-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising lignite grafted fluid loss control additives |
| US7517836B2 (en) * | 2007-03-07 | 2009-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Defoaming methods and compositions |
| US7308938B1 (en) | 2007-03-07 | 2007-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Defoaming methods and compositions |
| US7462234B2 (en) * | 2007-03-26 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions |
| US7530395B2 (en) | 2007-03-26 | 2009-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore servicing compositions |
| US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
| US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
| US8586512B2 (en) * | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
| US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| US8476203B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US7862655B2 (en) | 2007-06-14 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean cementing methods and compositions comprising oil suspensions of water soluble polymers |
| US7694739B2 (en) * | 2007-06-14 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean cementing methods and compositions comprising oil suspensions of water soluble polymers |
| US9458370B2 (en) * | 2007-10-03 | 2016-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods for pre-emptively controlling undesirable water production from an oil or gas well |
| WO2009141007A1 (de) * | 2008-05-21 | 2009-11-26 | Basf Construction Polymers Gmbh | Pfropf-copolymer, verfahren zu dessen herstellung und seine verwendung |
| US8662174B2 (en) | 2009-08-25 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiation-induced thickening and radiation-induced triggering for set-on-command sealant compositions and methods of use |
| US8138128B2 (en) * | 2009-08-25 | 2012-03-20 | Halliburton Energy Services Inc. | Radiation-induced thickening for set-on-command sealant compositions |
| AU2010288351B2 (en) | 2009-08-25 | 2014-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command compositions and methods of use |
| AU2010288347B2 (en) | 2009-08-25 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiation-induced thickening for set-on-command sealant compositions and methods of use |
| US8651186B2 (en) | 2009-08-25 | 2014-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command sealant compositions and methods of use |
| US8143198B2 (en) * | 2009-08-25 | 2012-03-27 | Hallilburton Energy Services Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command compositions |
| US8684082B2 (en) | 2009-08-25 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiation-induced thickening for set-on-command sealant compositions and methods of use |
| US8162057B2 (en) * | 2009-08-25 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Radiation-induced thickening for set-on-command sealant compositions and methods of use |
| US8245783B2 (en) * | 2009-08-25 | 2012-08-21 | Halliburton Energy Services Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command compositions and methods of use |
| US20110207845A1 (en) * | 2010-02-24 | 2011-08-25 | Yulia Fogel | Macromolecular, amphiphilic compounds as water retention agents for construction chemistry systems, in particular for well cementing |
| EP2539385A1 (de) | 2010-02-24 | 2013-01-02 | Basf Se | Makromolekulare, amphiphile verbindungen als wasserretentionsmittel für bauchemische systeme, insbesondere zur bohrlochzementierung |
| US9296939B2 (en) | 2010-05-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for modifying rheological properties of cement systems |
| US8245784B2 (en) | 2010-06-07 | 2012-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stable organic-based fluid loss additive containing an organophilic clay-based suspending agent for use in a well |
| US9441147B2 (en) | 2010-07-09 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid cement set-on-command compositions |
| US8770291B2 (en) | 2010-07-09 | 2014-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid cement set-on-command compositions and methods of use |
| US20120145391A1 (en) * | 2010-12-10 | 2012-06-14 | Tatiana Pyatina | Compositions and methods for well completions |
| US8695705B2 (en) | 2011-10-05 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composite formulations and methods of making and using same |
| RU2014137021A (ru) | 2012-02-13 | 2016-04-10 | Басф Се | Применение терполимеров в качестве снижающих водоотдачу добавок при цементировании скважины |
| US9309153B2 (en) | 2012-04-27 | 2016-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wide temperature range cement retarder |
| US9346711B2 (en) | 2012-08-16 | 2016-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geopolymer cement compositions and methods of use |
| US9102861B2 (en) | 2012-09-27 | 2015-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions for cementing in confined locales and methods for use thereof |
| US9790416B2 (en) | 2012-10-30 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid compositions and methods for use thereof in subterranean formations |
| CA2884936A1 (en) | 2012-10-30 | 2014-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid compositions and methods for use thereof in subterranean formations |
| US9260648B2 (en) | 2013-05-15 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of treating a high-temperature well with a fluid containing a viscosifier and a stabilizer package |
| FR3011555A1 (fr) | 2013-10-04 | 2015-04-10 | Rhodia Operations | Polymeres sequences pour le controle du filtrat |
| US9321953B1 (en) | 2013-11-22 | 2016-04-26 | Fritz Industries, Inc. | Well cementing |
| FR3034776A1 (fr) | 2015-04-07 | 2016-10-14 | Rhodia Operations | Polymeres sequences pour le controle du filtrat |
| FR3034777A1 (fr) | 2015-04-07 | 2016-10-14 | Rhodia Operations | Polymeres sequences pour le controle du filtrat et de la rheologie |
| FR3034768B1 (fr) | 2015-04-07 | 2017-05-05 | Rhodia Operations | Polymeres sequences pour le controle du filtrat |
| EP3310735B1 (de) | 2015-06-17 | 2019-02-06 | Clariant International Ltd | Verfahren zur herstellung von polymeren auf basis von acryloyldimethyltaurat und neutralen monomeren |
| CA2989690A1 (en) | 2015-06-17 | 2016-12-22 | Clariant International Ltd | Water-soluble or water-swellable polymers as water loss reducers in cement slurries |
| CA2989683C (en) | 2015-06-17 | 2023-03-07 | Clariant International Ltd | Method for producing polymers on the basis of acryloyldimethyltaurate, neutral monomers, and monomers with carboxylate groups |
| WO2017098325A2 (en) * | 2015-12-10 | 2017-06-15 | Adama Makhteshim Ltd. | Polyelectrolyte-layer forming block copolymers and compositions and used thereof |
| ES2905788T3 (es) | 2016-06-20 | 2022-04-12 | Clariant Int Ltd | Compuesto que comprende cierto nivel de carbono de base biológica |
| WO2018108611A1 (en) | 2016-12-12 | 2018-06-21 | Clariant International Ltd | Use of bio-based polymer in a cosmetic, dermatological or pharmaceutical composition |
| CN110267996B (zh) | 2016-12-12 | 2022-07-22 | 科莱恩国际有限公司 | 包含某种水平的生物基碳的聚合物 |
| EP3554645A1 (en) | 2016-12-15 | 2019-10-23 | Clariant International Ltd | Water-soluble and/or water-swellable hybrid polymer |
| WO2018108665A1 (en) | 2016-12-15 | 2018-06-21 | Clariant International Ltd | Water-soluble and/or water-swellable hybrid polymer |
| EP3554646A1 (en) | 2016-12-15 | 2019-10-23 | Clariant International Ltd | Water-soluble and/or water-swellable hybrid polymer |
| DE102016225147A1 (de) | 2016-12-15 | 2018-06-21 | Clariant International Ltd | Hybrid-Polymere und die Verwendung als Additive bei Tiefbohrungen |
| US11306170B2 (en) | 2016-12-15 | 2022-04-19 | Clariant International Ltd. | Water-soluble and/or water-swellable hybrid polymer |
| DE102016225151A1 (de) | 2016-12-15 | 2018-06-21 | Clariant International Ltd | Hybrid-Polymere und die Verwendung als Additive bei Tiefbohrungen |
| FR3064641A1 (fr) | 2017-04-03 | 2018-10-05 | Rhodia Operations | Association pour le controle du filtrat et la migration de gaz |
| US11859124B2 (en) | 2019-04-05 | 2024-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for designing polymers for effective fluid loss control |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4015991A (en) * | 1975-08-08 | 1977-04-05 | Calgon Corporation | Low fluid loss cementing compositions containing hydrolyzed acrylamide/2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid derivative copolymers and their use |
| US4011909A (en) * | 1975-09-04 | 1977-03-15 | Calgon Corporation | Method of using cementing composition having improved flow properties |
| US4107057A (en) * | 1977-01-19 | 1978-08-15 | Halliburton Company | Method of preparing and using acidizing and fracturing compositions, and fluid loss additives for use therein |
| US4404111A (en) * | 1981-02-06 | 1983-09-13 | Atlantic Richfield Company | N,N-Dimethylacrylamide/2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid copolymers for enhanced petroleum recovery |
-
1984
- 1984-03-23 US US06/592,989 patent/US4515635A/en not_active Expired - Lifetime
- 1984-12-21 AU AU37066/84A patent/AU564003B2/en not_active Expired
- 1984-12-21 EP EP84309062A patent/EP0157055B1/en not_active Expired
- 1984-12-21 DE DE8484309062T patent/DE3482107D1/de not_active Expired - Lifetime
-
1985
- 1985-01-03 CA CA000471431A patent/CA1228723A/en not_active Expired
- 1985-01-11 NO NO850140A patent/NO165634C/no not_active IP Right Cessation
-
1987
- 1987-09-18 MY MYPI87001747A patent/MY102013A/en unknown
-
1990
- 1990-08-14 SG SG681/90A patent/SG68190G/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA1228723A (en) | 1987-11-03 |
| AU3706684A (en) | 1985-09-26 |
| SG68190G (en) | 1990-09-21 |
| NO850140L (no) | 1985-09-24 |
| EP0157055A2 (en) | 1985-10-09 |
| MY102013A (en) | 1992-09-29 |
| AU564003B2 (en) | 1987-07-30 |
| DE3482107D1 (de) | 1990-06-07 |
| EP0157055A3 (en) | 1987-01-14 |
| US4515635A (en) | 1985-05-07 |
| EP0157055B1 (en) | 1990-05-02 |
| NO165634C (no) | 1991-03-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO165634B (no) | Sementeringssammensetning inneholdende hydrolytisk stabile polymerer samt fremgangsmaate for sementering av et borehull. | |
| EP0192447B1 (en) | Oil field cementing methods and compositions | |
| US4640942A (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions containing substantial salt concentrations | |
| US6277900B1 (en) | Well cementing aids | |
| US4480693A (en) | Fluid loss control in oil field cements | |
| US4557763A (en) | Dispersant and fluid loss additives for oil field cements | |
| US5536311A (en) | Set retarded cement compositions, additives and methods | |
| US4674574A (en) | Fluid loss agents for oil well cementing composition | |
| US4340525A (en) | Additive for deep-well cement slurries | |
| US5135577A (en) | Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement | |
| US6089318A (en) | Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing | |
| US9758713B1 (en) | Well cementing | |
| NO854022L (no) | Langsomt herdende sementblandinger og anvendelse derav. | |
| NO145879B (no) | Fremgangsmaate og preparat for cementering ved forhoeyet temperatur av en sone i et broennborehull | |
| US9611419B1 (en) | Well cementing | |
| NO309978B1 (no) | Sementeringsmateriale for olje- og gassbrønner, fremgangsmÕte for forbedring av de reologiske egenskaper for sementeringsmaterialer samt anvendelse av bestanddeler av materialet som stabilisatoradditiver | |
| CN109054782B (zh) | 适于海洋的温敏聚合物流变调节剂及恒流变性水基钻井液 | |
| US4626285A (en) | Fluid loss control in oil field cements | |
| US4522653A (en) | Salt cement dispersant and method of using same in cementing subterranean wellbore | |
| CA1224916A (en) | Non-retarding fluid loss additives for well cementing compositions | |
| US6085840A (en) | Method for control of liquid loss and gas migration in well cementing | |
| CA1051650A (en) | Well cementing composition having improved flow properties and method of use | |
| US5368642A (en) | Functionalized polymers containing amine groupings and their use as retarders in cement slurries | |
| NO812339L (no) | Saltvannsementoppslemminger og vanntapsreduserende additiver for slike. | |
| US4659750A (en) | Fluid loss control in oil field cements |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |