NO173820B - Fremgangsmaate for sementering av en ledning som gjennomtrenger en jordformasjon - Google Patents
Fremgangsmaate for sementering av en ledning som gjennomtrenger en jordformasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO173820B NO173820B NO87871361A NO871361A NO173820B NO 173820 B NO173820 B NO 173820B NO 87871361 A NO87871361 A NO 87871361A NO 871361 A NO871361 A NO 871361A NO 173820 B NO173820 B NO 173820B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cement
- cementing
- salts
- loss additive
- liquid loss
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 39
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 38
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 28
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 22
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims abstract description 18
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 76
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 18
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 11
- 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 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 claims description 3
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 24
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 abstract description 13
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 abstract description 5
- -1 polyethylene Polymers 0.000 abstract description 5
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 abstract description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 abstract description 2
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 abstract 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 abstract 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 abstract 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 18
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 17
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 3
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 3
- JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C(C)=C JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N D-gluconic acid Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 description 2
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000000703 Cerium Chemical class 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Chemical class 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001131 Pulp (paper) Polymers 0.000 description 1
- 244000062793 Sorghum vulgare Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920005551 calcium lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- RYAGRZNBULDMBW-UHFFFAOYSA-L calcium;3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfonatopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonate Chemical compound [Ca+2].COC1=CC=CC(CC(CS([O-])(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS([O-])(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O RYAGRZNBULDMBW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000000174 gluconic acid Substances 0.000 description 1
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 238000010559 graft polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Chemical class 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000012332 laboratory investigation Methods 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 235000019713 millet Nutrition 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Chemical class 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- DJEHXEMURTVAOE-UHFFFAOYSA-M potassium bisulfite Chemical compound [K+].OS([O-])=O DJEHXEMURTVAOE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940099427 potassium bisulfite Drugs 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 235000010259 potassium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000006276 transfer reaction Methods 0.000 description 1
- STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N tributyl phosphate Chemical compound CCCCOP(=O)(OCCCC)OCCCC STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 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
- C04B24/24—Macromolecular compounds
-
- 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
- C04B24/18—Lignin sulfonic acid or derivatives thereof, e.g. sulfite lye
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/46—Water-loss or fluid-loss reducers, hygroscopic or hydrophilic agents, water retention agents
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Det beskrives sementerlngsblandinger med forbedrede væsketapsegenskaper for bruk i olje-, gass-, vann- og andre brønn-sementeringsoperasjoner. Disse blandingene omfatter vann, hydraulisk sement og et væsketapsaddltlv omfattende en hovedkjede av llgnin, lignltt, derlvatlsert cellulose og forskjellige syntetiske polymerer valgt fra gruppen bestående av polyvlnylalkohol, polyetylenoksyd, polypropylenoksyd og poly-etylenlmln.odede, pendante grupper omfatter minst en forbindelse valgt fra gruppen av homopolymerer, kopolymerer og terpolymerer av 2-akrylamldo-2-metylpropan-sulfonsyre, akrylonitrll, N,N-dimetylakryl-amld, akrylsyre, N,N-dialkylamlnoetyl-metakrylat og deres salter. Hovedkjeden omfatter fra ca. 5 til ca. 95 vekt-56 av podepolymeren og de pendante gruppene kan omfatte fra ca. 5 til ca. 95 vekt-* av podepolymeren.
Description
Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåte for sementering av en ledning som gjennomtrenger en jordformasjon. Mer spesielt gjelder oppfinnelsen innblanding av en podepolymer fremstilt ved polymerisasjon av monomerer eller salter av monomerer av N,N-dimetylakrylamid, 2-akrylamido-2-metylpro-pansulfonsyre og akrylonitril med en lignin- eller lignitt-eller en annen hovedkjede i en hydraulisk sement som kan inneholde "betydelige sal tkonsentras joner for det formål å redusere væsketap under sementeringsoperasjoner.
Visse polymerforbindelser har lenge vært kjent av fagmannen på området sementering av brønner i petroleumindustrien som sementeringsadditiver som er anvendbare for redusering av væsketap fra en oppslemming av sement og vann til omgivel-sene, som f.eks. formasjoner. Disse forbindelsene refereres vanligvis til som "væsketapsadditiver".
Diskusjoner når det gjelder bruken av væsketapsadditiver i brønnsementeringsblandinger og deres betydning kan finnes i følgende artikler: A. Carter, Greg og Slagle, Knox, "Å Study of Completion Practices to Minimize Gas Communication", Society of Petroleum Engineers Paper nr. 3164, november 1970; B. Christian W. W., Chatterji, Jiten og Ostroot, Warren, "Gas Leakage in Primary Cementing - Å Field Study and Laboratory Investigation", Society of Petroleum Engineers Paper nr. 5517, oktober, 1975; C. Cook, C. og Cunningham, W., "Filtrate Control: Å Key in Successful Cementing Practices", Journal of Petroleum Technology, august 1977, side 951; D. Smith, Dwight, Cementing: SPE Monograph Volume 4, publisert av Millet the Printer, Inc., Dallas, Texas, 1976.
Et eksempel på et væ ske tap sadd i ti v for bruk i en surgjørende eller frakturerende blanding finnes i US patent 4.107.057. I dette patentet anvendes en kopolymer av et sulfonsyre-modifisert akrylamid og et polyvinyltverrbindingsmiddel.
På oljebrønnsementeringsområdet er en rekke polymerer beskrevet som anvendbare væsketapsadditiver for hydrauliske oljebrønnsementer. US patent 4.015.991 beskriver eksempelvis et slikt væsketapsadditiv for en hydraulisk sementoppslemming bestående av hydrolyserte kopolymerer av akrylamid (AM) og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS®). Disse AM/AMPS®-kopolymerene er imidlertid bare brukbare i operasjoner hvor sirkulasjonstemperaturen i bunnhullet (BHCT) varierer fra 32 til 52°1C, mens BHCT-områder som forekommer i slike operasjoner ofte er utenfor dette området. Disse kopolymerene har dessuten en salttoleranse på bare opptil ca. 10 vekt-# vann.
Temperaturbegrensningene til AM/AMPS®-kopolymerene, dvs. tap av brukbarhet over ca. 52°C BHCT, antas å være resultatet av hydrolyse av amidgruppene. De karboksylatgrupper som dannes ved denne hydrolysen, omdanner kopolymerene til materialer som fungerer slik at de forsinker herdingen av sementen og reduserer trykkfastheten til den herdede sementen. I den nedre delen av det ovenfornevnte temperaturområdet (mellon 32 og 38°C) er AM/AMPS® mindre effektiv som et væsketapsadditiv, og krever tilførsel av større mengder av dette additivet enn ved høyere temperaturer. Tilførselen av tilstrekkelig store mengder av additiv for å skape en godtagbar væsketapsblanding skaper ofte viskositets- og pumpbarhetsproblemer, siden til-setningen av en slik polymer direkte påvirker reologien til den resulterende oppslemmingen. Kopolymerer av akrylamid og AMPS® oppviser høy viskositet og dårlig blandbarhet, og resulterer i sementoppslemminger med dårlige pumpbarhets-egenskaper under sementeringsoperasjoner. Blandbarhet er et subjektivt uttrykk som anvendes for å beskrive hvor godt bestanddelene i sementblandingen fukter og blandes med hverandre, så vel som den energi som kreves for å skape en generelt homogen oppslemming.
Industrien ønsker et væsketapsadditiv som har så liten virkning på trykkfastheten, herdetiden, viskositeten og fortykningstiden som mulig, er salttolererbar, dvs. at det ikke oppviser betydelig tap av effektivitet i nærvær av salt og er kjemisk stabilt under sementeringsoperasjoner. Et slikt ønsket væsketapsadditiv skal dessuten være forenlig med så mange andre additiver og omgivelsesbetingelser som mulig, skal være oppløselig i sementoppslemminger ved normale om-givelsestemperaturer som forekommer i oljebrønnsementerings-operasjoner, så vel som fortsette å tilveiebringe væsketapsegenskaper over et bredt temperaturområde og ved det høye pH i sementeringsblandinger.
US patent 4.515.635 beskriver bruken av kopolymeer av N,N-dimetylakrylamid (NNDMA) og AMPS® med monomerforhold mellom NNDMA og AMPS® på 1:4 til 4:1 og valgte molekyl vekter som væsketapsadditiver for sementblandinger. Som illustrert i patentet gir imidlertid ikke kopolymeren ønskede nivåer av væsketapsregulering selv ved relativt høye konsentrasjoner til sementer som inneholder betydelige saltkonsentrasjoner.
Det ville være ønskelig å benytte additiver for redusering av væsketap i sementblandinger, og spesielt de som inneholder betydelige saltkonsentrasjoner hvor sirkuleringstemperaturene i bunnhullet kan variere fra 38 til over 204°C uten på uheldig måte å påvirke fortykningstiden, trykkfastheten eller andre egenskaper hos sementblandingen.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebragt en fremgangsmåte for sementering av en ledning som trenger gjennom en jordformasjon ved å innføre en sementeringsblanding i rommet mellom ledningen og formasjonen, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at det anvendes en sementeringsblanding som omfatter: sement;
en vandig væske, og
et væsketapsadditiv omfattende en podepolymer omfattende en hovedkjede omfattende minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av lignin, lignitt, derivatisert cellulose, polyvinylalkohol, polyetylenoksyd, polypropylenoksyd, polyetylenimin og deres salter og en podet, pendant gruppe omfattende minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril, N,N-dimetylakrylamid, akrylsyre, N,N-dialkylamino-etylmetakrylat hvor alkylradikalet omfatter minst en radikal valgt fra gruppen bestående av metyl-, etyl-og propylradikaler.
Hovedkjedeforbindelsen omfatter fra 5 til 95 vekt-# av podepolymeren og de pendante gruppene omfatter fra 5 til 95 vekt-# av podepolymeren.
I en foretrukken form av væsketapsadditivet omfatter hovedkjeden fra 20 til 40 vekt-# av podepolymeren og de pendante gruppene omfatter 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid i et molforhold på fra 1:0:0 til 3:3:1.
Polymerene og saltene av polymerene som omfatter det væsketapsadditiv som anvendes i foreliggende oppfinnelse, er relativt stabile mot hydrolyse over et bredt område av temperatur og pH. Slike polymerer og salter av kopolymerene kan innblandes i fast form til en hvilken som helst tørr, hydraulisk oljefeltsement eller kan tilsettes på den tid sementoppslemmingen fremstilles, enten til blandevannet eller til oppsiemmingen.
Sementeringsblandingene som anvendes i foreliggende fremgangsmåte består som nevnt av vann, hydraulisk sement, en podepolymer med en hovedkjede omfattende lignin eller lignitt og pendante grupper omfattende homopolymerer, kopolymerer eller terpolymerer av minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (heretter referert til som "AMPS®", et registrert varemerke for The Lubrizol Corporation), akrylonitril (heretter referert til som "ACN"), N,N-dimetylakrylamid (heretter referert til som "NNDMA"), akrylsyre (heretter referert til som "AA"), N,N-dimetylaminoetylmetakrylat (heretter referert til som "DMAEMA") og deres salter. Hovedkjeden kan også omfatte derivatisert cellulose, polyvinylalkohol, polyetylenoksyd, polypropylenoksyd og polyetylenimin.
Hovedkjeden i podepolymeren omfatter fra 5 til 95 vekt-Sé av væsketapsadditivet på tørr basis. Fortrinnsvis omfatter hovedkjeden fra 10 til 50 og, mest foretrukket, fra 20 til 40 vekt-# av væsketapsadditivet på tørr basis. De pendante gruppene kan omfatte fra 5 til 95 vekt-# av væsketapsadditivet på tørr basis. Fortrinnsvis omfatter de pendante gruppene fra 50 til 90 og, mest foretrukket, fra 60 til 80 vekt-# av væsketapsadditivet på tørr basis.
Nevnte pendante grupper velges fortrinnsvis fra gruppen av AMPS®-, ACN- og NNDNA-polymerer idet molforholdet mellom AMPS®- og ACN-polymerene er i området på fra 1:0 til 1:1, og AMPS®: NNDMA er i området på fra 1:0 til 6:1. Når salt foreligger i den vandige væsken som sementen fremstilles med eller foreligger i det området som sementen kommer i kontakt med, er AMPS®:ACN:NNDMA-molforholdet fortrinnsvis i området på fra 1:0:0 til 3:3:1 og, mest foretrukket, i området på fra 3:2:1 til 3:3:1. Mange salter av podepolymerene kan fremstilles. De foretrukne saltene fremstilles ved nøytrali-sasjon av syreformen av AMPS®-monomeren eller kopolymerene med et alkalisk middel som f.eks. en kilde for natrium-, kalsium-, magnesium-, ammonium-ioner eller lignende. Slike alkaliske midler kan omfatte f.eks. natriumhydroksyd, kalsiumhydroksyd, ammoniumhydroksyd, magnesiumhydroksyd o.l.
Mengden av hver pendantgruppepolymer som er til stede i væsketapsadditivet, vil avhenge av mengden av salt som er til stede, det temperaturnivå som blir aktuelt, reologiske over-veielser, den gjennomsnittlige molekylvekten til de polymerer og andre additiver som er til stede.
De enkelte, pendante gruppene som utgjør bestanddeler i væsketapsadditivet er generelt effektive til å redusere væsketap i ikke-saltholdige sementeringsblandinger. Oppførselen til de forskjellige bestanddelene i additivet er imidlertid meget forskjellige i saltholdige sementeringsblandinger .
De pendante gruppene som utgjør bestanddeler i væsketapsadditivene ifølge foreliggende oppfinnelse, er generelt ineffektive for enkeltvis å redusere væsketap selv ved høye konsentrasjoner fra saltholdige sementeringsblandinger. De oppviser imidlertid en overraskende evne i kombinasjon til vesentlig å redusere væsketap fra saltholdige sementblandinger. Denne reduksjonen av væsketap fra sementblandinger er betydelig større enn en additiv effekt som de forskjellige forbindelsene som omfatter væsketapsadditivet kan forårsake, selv når de anvendes ved betydelig større enkeltkonsen-trasjonsnivåer når de blandes med sement, og dette er totalt uventet.
Væsketapsadditivene inneholdende pendante grupper bestående av AMPS®, ACN og NNDMA er effektive til å redusere væsketap fra sementeringsblandinger inneholdende over ca. 10% salt i vekt av vann. Væsketapsadditivene er spesielt effektive til å redusere væsketap ved forhøyede temperaturer, dvs. generelt over 52°C fra sementeringsblandinger som inneholder over 118$ salt i vekt av vann opp til mettet saltkonsentrasjonsnivå. Væsketapsadditivet blandes med sementen i en mengde på fra 0,25 til 5 vekt-# av sementen. Væsketapsadditivet blandes fortrinnsvis med sementen i en mengde på fra 0,5 til 1,5$. Når den vandige væsken som anvendes for å fremstille sementen omfatter i det vesentlige ferskvann, ligger konsentrasjonen fortrinnsvis i området på fra 0,5 til 1 vekt-# av sementen. Når salt er til stede, er væsketapsadditivet fortrinnsvis til stede i en mengde på fra 1,0 til 1,5 vekt-5é av sementen. Mens det skal forstås at større mengder av væsketapsadditiv kan anvendes, er en slik bruk økonomisk uønsket.
Sementeringsblandingene som anvendes i foreliggende fremgangsmåte er anvendbare i olje-, gass- og vannbrønnsemen-teringsoperasjoner, siden disse blandingene har redusert væsketap til den omgivende formasjon. Slike blandinger anvendes for å sementere en ledning som trenger gjennom en permeabel jordformasjon ved å innføre denne blandingen i rommet mellom denne ledningen og denne formasjonen og tillate blandingen å herdes.
Podepolymerene og podepolymersaltene som anvendes i foreliggende oppfinnelse, kan fremstilles ifølge forskjellige vel-kjente friradikalteknikker. Slike metoder er eksempelvis beskrevet i teksten med tittelen Block and Graft polymer av William J. Burland og Allan S. Hoffman, forlagsrett 1960 eller Graft Copolymers av H. A. J. Battaerd og G. W. Tregear, forlagsrett 1967, som inntas her som referanse. De initiato-rer som anvendes i kjedeoverføringsreaksjoner for å fremstille podepolymerene som benyttes foreliggende oppfinnelse, kan omfatte i det vesentlige hvilke som helst av de redokspar som er kjent for å reagere med karbonatomer som bærer heteroatomer, eller med heteroatomer av nitrogen, oksygen eller svovel som er til stede f.eks. i den lignitt som kan utgjøre hovedkjeden. Mens forskjellige ceriumsalter og andre forbindelser er anvendbare for å gjennomføre den friradikal-initiering som er nødvendig for å fremstille forbindelsene som benyttes i foreliggende oppfinnelse, er det anvendt et redokssystem av kaliumpersulfat og kaliumbisulfitt ved fremstillingen av de forskjellige lignittpodepolymerene. Initiatoren for de polymere hovedkjedene omfattet et ferrosalt med hydrogenperoksyd. Det spesielle oppløsnings-middel som ble anvendt i polymerisasjonsreaksjonene, var vann. Slik det er velkjent for fagmannen, kan imidlertid et hvilket som helst annet oppløsningsmiddel som vil solubili-sere reaktantene i en rimelig grad, også anvendes. Mens det ikke er nødvendig for å gjennomføre podedannelsen, er det ønskelig med fjerning av eventuelt fritt oksygen i oppløs-ningsmiddelet for å forbedre produktutbyttene. Fritt oksygen kan fjernes f.eks. ved å boble nitrogengass gjennom oppløs-ningen av reaktantene i en periode på ca. 1 time eller mer, ved hvilken tid nitrogenet effektivt vil forflytte eventuelt oppløst oksygengass i oppløsningen. Reaksjonen kan gjennom-føres over et bredt temperaturområde, idet øket temperatur generelt akselererer reaksjonshastigheten. Temperaturen ved reaksjonen kan eksempelvis være i området på fra 40°C til den temperatur ved hvilken oppløsningsmiddeltilbakeløp oppnås. Tilfredsstillende reaksjoner med lignitthovedkjede ble funnet å inntre ved en temperatur på ca. 60°C.
Lignitten, som kan omfatte brunkull, oksydert lignitt som f.eks. leonarditt eller hvilket som helst annet kull av lav grad som oppstår ved forandring av vegetabilsk materiale, prepareres for reaksjonen med de forskjellige polymerene ved behandling med kaustisk middel eller lignende. Behandlingen gjennomføres ved å bringe lignitten i kontakt med kaustiske alkali- eller vandige ammoniakkoppløsninger som oppløser eller dispergerer en del av lignitten i oppløsningen. Opp-løsningen kan så separeres fra de gjenværende faststoffene ved filtrering eller lignende. Oppløsningen kan konsentreres for å øke lignittinnholdet eller anvendes direkte i podepolymer i sasj onsreaksj onen.
Mens den nøyaktige naturen av podepolymerisasjonen av lignitt og lignin er ukjent, antas det at de forskjellige monomerene reagerer ved heteroatomet, og hydroksylstiIlingene som foreligger på hovedkjedeforbindelsen for å danne podepolymerer inneholdende forskjellige monomerer på en randomisert måte. Overraskende er det funnet at de heste resultatene oppnås når AMPS®-, ACN- og NNDMA-monomerene alle blandes med hovedkjedeforbindelsen før initiering av polymer!sasjonsreaksjonen, når det er ønsket å fremstille et væsketapsadditiv som oppviser signifikant salttoleranse i sementblandingen.
Saltene av de forskjellige podepolymerene kan fremstilles ifølge de forskjellige vel kjente teknikkene. Saltet kan eksempelvis fremstilles ved reaksjon mellom et alkalisk middel og enten AMPS®-monomeren eller en annen polymer før polymerisasjonen eller etter. Saltet kan dannes med et hvilket som helst alkalisk middel som ikke på uheldig måte reagerer med monomerene i polymeren eller de andre tilstede-værende bestanddelene i sementeringsblandingen.
Uttrykket "lignitt" slik det brukes her med henvisning til podepolymeren, betyr de vannoppløsleige eller -dispergerbare produktene som oppstår ved behandlingen av en kilde for lignittmateriale med kaustiske eller vandige ammonium-oppløsninger.
Uttrykket "lignin" slik det anvendes her med henvisning til podepolymeren, betyr de vannoppløselige eller —dispergerbare produktene eller derivatene som oppstår ved behandlingen av en kilde for ligninmateriale med et kaustisk middel, sulfit-ter eller sulfater, eller ved alkalisk oksydasjon, som f.eks. lignosulfonat og lignende fremstilt ved hjelp av de vel kjente fremgangsmåtene for fremstilling av papirmasse.
Uttrykket "sement" slik det brukes her, er ment å omfatte de forbindelser av en sementaktig natur som er beskrevet som hydrauliske sementer. Slike forbindelser omfatter f.eks. portlandsement generelt og spesielt portlandsementer av API klasser G og H, selv om andre API klasser kan anvendes, pozzolansementer, gipssementer, sementer med høyt aluminium-oksydinnhold, sementer med høyt leireinnhold, silikatholdige sementer og sementer med høy alkalinitet kan benyttes i forskjellige anvendelser. Portlandsementer og spesielt sementer av API klasser G og H er foretrukket.
Den vandige væsken som anvendes i sementblandingen, kan være vann fra en hvilken som helst kilde forutsatt at den ikke inneholder et overskudd av noen forbindelse som påvirker stabiliteten til sementblandingen ifølge foreliggende oppfinnelse. Den vandige væsken kan inneholde forskjellige salter som f.eks. natriumklorid, kaliumklorid, kalsiumklorid, o. 1.
Andre typer av vel kjente og konvensjonelle additiver kan også innblandes i sementblandingen for å modifisere blandin-gens egenskaper. Slike additiver omfatter ytterligere væsketapsadditiver eller viskositetsøkende midler, retarde-rende midler, akseleratorer, dispergeringsmidler, vektjuste-rende materialer eller fyllstoffer o.l.
Ytterligere væsketapsadditiver som kan innblandes i den benyttede sementblandingen omfatter cellulosederivater, som f.eks. karboksymetylhydroksyetylcellulose, hydroksyetyl-cellulose, modifiserte polysakkarider, polyakrylamider, polyaromatiske sulfonater, guargummiderivater, blandinger av slike forbindelser o.l. Mange andre forbindelser som kan anvendes som ytterligere væsketapsadditiver er vel kjente for fagmannen innenfor sementeringsteknologien.
Et retarderingsmiddel kan anvendes i sementeringsblandingen når sirkulasjonsteemperaturen i bunnhullet overstiger 38°C. Retarderingsmidler som er tilfredsstillende for bruk i foreliggende oppfinnelse, omfatter de kommersielt tilgjengelige produkter som vanligvis anvendes som retarderingsmidler. Eksempler på retarderingsmidler som kan anvendes for å utføre oppfinnelsen, omfatter lignosulfonater, som f.eks. kalsium-lignosulfonat og natriumlignosulfonat, organiske syrer som f.eks. vinsyre og glukonsyre og blandinger derav. Den nød-vendige mengde retarderingsmiddel vil variere avhengig av sirkulasjonstemperaturen i bunnhullet og variasjoner i sammensetningen av selve sementen. Den riktige mengde retarderingsmiddel som er nødvendig i et hvilket som helst spesielt tilfelle, skal bestemmes ved å kjøre en "fortykningstid"-test for den spesielle konsentrasjon av retarderingsmiddel og sementblanding som brukes. Slike tester skal kjøres overensstemmende med de fremgangsmåter som er fastfastt ved API SPEC 10. Generelt sett defineres "fortykningstid" i API SPEC 10 som den forløpte tid fra den tid pumpingen begynner inntil sementen når fra 70 til 10 konsistensenheter. I de fleste anvendelser vil mengden retarderingsmiddel dersom det er nødvendig med et slikt, ikke overstige mer enn ca. 5,0 vekt-# av sementblandingen. Dispergeringsmidler kan anvendes for å gjøre det lettere å bruke lavere mengder vann og å fremme høyere herdet sement-styrke. Friksjonsreduseringsmidler som fremmer friere bevegelse av den uherdede blandingen, og muliggjør lettere pumping gjennom ringen dersom den forekommer, kan innblandes i oppslemmingen i mengder opp til flere vekt-# av tørr sement. Noen additiver med dobbelt funksjon, som f.eks. lignosulfonater som fungerer både som dispergeringsmiddel og som et herdetidsretarderingsmiddel, kan innblandes i oppslemmingen når deres bruk vil være fordelaktig for visse sementeringssituasjoner.
Akseleratorer, som f.eks. de oppløselige, organiske saltene i tillegg til kalsiumklorid, kan anvendes opp til ca. 8 vekt-56 av sementen.
Sementblandingen kaan også omfatte, i spesielle anvendelser, skummemidler eller av skumm i ngsm i d1er som omfatter forskjellige anioniske, kationiske, ikke-ioniske og andre overflateaktive forbindelser. Mengden av slike overflateaktive forbindelser som tilsettes til sementblandingen, vil typisk være i området på fra 0,1 til 3 vekt-# av sementen. Generelt vil valget av slike additiver være innenfor dyktigheten til fagmannen innen sementteknologi.
Av de forsskjellige typer av fint aggregat eller partikkel-formige fyllstoffmaterialer som kan anvendes, kan flyveaske, silisiumoksydmel, fin sand, diatoméjord, lettvektsaggregat og hule kuler siteres som typiske. Bruken av disse materialene er vel kjent på fagområdet, og så lenge de er forenlige med de ifølge oppfinnelsen benyttede blandingene kan de anvendes innenfor et bredt konsentrasjonsområde.
For å illustrere de enestående fordelene ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse gis følgende eksempler.
Eksempel I
En rekke materialer ble testet som potensielle væsketapsadditiver for sementer, inkludert forskjellige podepolymerer ifølge oppfinnelsen. Disse testene ble utført ved 52°C ved bruk av sementoppslemminger omfattende sement av klasse H, 0,25 vekt-# avskumningsmiddel omfattende tri-n-butylfosfat av sementen, 1 vekt-# væsketapsadditiv av sementen, og 46 vekt-# vann av tørr sement. De forskjellige indentifiserte additivene i den følgende tabellen blir blandet til sementoppslemminger i et atmosfærisk konsistomener som ble forhånds-oppvarmet til testtemperaturen og omrørt i 20 min. Det atmosfæriske konsistometeret er en innretning uten trykk som simulerer en sementeringspumpeprosess via bevegelse av konsistometerkannen rundt en rørearm. Temperaturen kan varieres, men trykket er atmosfærisk. Væsketap måles så ved 70,3 kg/cm<2> gjennom en 325 mesh sikt av US sikt serien i cm<3>/30 min. Den forannevnte testfremgangsmåten er mer full-stendig angitt i API Spee 10, 2. utgave, 15. juni, 1984, med tittelen API Specification for Materials and Testing for Well Cements som inntas her som referanse. Resultatene av disse væsketapstestene er angitt i tabell I. Testresultatene i tabell I indikerer at visse blandinger av polymerer er effektive væsketapsadditiver under statiske betingelser ved 52°C. Dersom et materiale er ineffektivt ved en lav temperatur, er det generelt enda mindre effektivt ved mer forhøyede temperaturer.
Eksempel II
Testfremgangsmåten fra eksempel I gjentas for testing av visse materialer omfattende upodede lignitter og lignitter som er podet med AMPS®, ACN eller DMA som potensielle væsketapsadditiver for sementer som kan inneholde betydelige saltkonsentrasjoner. Disse testene er utført ved 52°C ved bruk av sementoppslemminger omfattende sement av klasse H, 38 vekt-# vann av sementen og 1 vekt-# væsketapsadditivprøve av sementen.
Resultatene i tabell II indikerer at visse fyllblandinger av pendante polymerer er effektive væskeetapsadditiver under statiske betingelser i ferskt vann og saltholdige sementer.
Eksempel III
Testfremgangsmåten fra eksempel I gjentas for forbindelsene fra eksempel II ved 88°C ved bruk av sementoppslemminger omfattende sement av klasse H, 35 vekt-% partikkelformig silisiumoksyd av sementen, 0,5 vekt-# retarderingsmiddel av sementen, 38 vekt-# vann av sementen og 1 vekt-# potensielt væsketapsadditiv av sementen.
Resultatene av testene er angitt i tabell III.
Resultatene fra tabellene II og II indikerer klart fordelene med å pode polymersidekjeder på forskjellige hovedkjeder. Bruken av lignitt som en hovedkjede i væsketapsadditivet er spesielt fordelaktig siden væsketapskontroll oppnås over et bredt område av ionestyrker i væskene og tilfredsstillende sementoppslemminger kan fremstilles fra sjøvann som letter sementeringsoperasjoner offshore.
Eksempel IV
Undersøkelser av densitetssegregasjon og fritt vann ble ut-ført på en del av sementoppslemmingene fra eksempel III for å bestemme mengden fritt vann som dannes og partikkelavsetning etter en henstandsperiode på 2 timer. Oppslemmingsprøven blandes på konsistometeret i 20 min. og helles direkte i en gradert sylinder på 250 ml. Prosent fritt vann og avsetning av oppslemmingen ble målt etter 2 timer. Prøvenummeret til-svarer prøvenummeret for det additiv som er testet i eksempel
III.
I oljebrønnsementeringsoperasjoner er det viktig at frie vannverdier som definert i API Spee 10, 2. utgave, 15. juni 1984, tidligere angitt, hvis beskrivelse inntas her som referanse, holdes på lave verdier. Betydningen av denne parameteren er diskutert i et arbeid av Wester, W. W. og Eitkers, J. V. med tittel "Flow After Cementing: A Field and Labaratory Study", Society of Petroleum Engineers Paper nr. 8259, september 1979, hvis beskrivelse inntas her som referanse. Selvom frie vannverdier etter API gir en indika-sjon på partikkelavsetningen eller -sedimenteringen i en sementeringsoppslemming, er det mulig for visse sementeringsblandinger å ha lave verdier for fritt vann etter API, og fortsatt omfatte avsetning. For at det skal dannes et lodd-rett, jevnt dekke av herdet sement i en borehull, skal partikkelsedimentering minimeres ved sammensetningen av sementeringsblandingene. Som indikert av data i tabell IV er det mulig å lage sementeringsblandinger som lett tilfreds-stiller de ønskede lave frie vannverdiene etter API og minimere partikkelsedimentering ved bruk av additivene ifølge foreliggende oppfinnelse. For de væsketapsadditiver som er identifisert i tabell IV og som gir uakseptable verdier for fritt vann etter API eller avsetning, er det mulig i noen tilfeller å utføre visse modifikasjoner av sammensetningen på sementblandingen som det er kjent på fagområdet for å bekjempe disse problemene. Disse modifikasjonene kan gjennomføres mens de meget ønskelige væsketapsrespons-egenskapene til podepolymeren som utgjør det benyttede væsketapsadditivet kan bibeholdes.
Claims (10)
1.
Fremgangsmåte for sementering av en ledning som trenger gjennom en jordformasjon ved å innføre en sementeringsblanding i rommet mellom ledningen og formasjonen, karakterisert ved at det anvendes en sementeringsblanding som omfatter: sement; en vandig væske, og et væsketapsadditiv omfattende en podepolymer omfattende en hovedkjede omfattende minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av lignin, lignitt, derivatisert cellulose, polyvinylalkohol, polyetylenoksyd, polypropylenoksyd, polyetylenimin og deres salter og en podet, pendant gruppe omfattende minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril, N,N-dimetylakrylamid, akrylsyre, N,N-dialkylamino-etylmetakrylat hvor alkylradikalet omfatter minst et radikal valgt fra gruppen bestående av metyl-, etyl-og propylradikaler.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at hovedkjeden i væsketapsadditivet omfatter fra 5 til 95 vekt-5é av væsketapsadditivet.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de pendante gruppene i væsketapsadditivet omfatter fra 60 til 80 vekt-# av væsketapsadditivet.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at væsketapsadditivet er til stede i sementeringsblandingen i en mengde på fra 0,25 til 5 vekt-# av sementen.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at hovedkjeden i væsketapsadditivet omfatter minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av lignin, lignitt og deres salter.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de pendante gruppene i væsketapsadditivet omfatter minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril, N,N-dimetylakrylamid og deres salter.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved de pendante gruppene omfatter 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter og er til stede i podepolymeren i et molforhold i et område på fra henholdsvis 1:0:0 til 3:3:1.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de pendante gruppene omfatter 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter og er til stede i podepolymeren i et molforhold i et område på fra henholdsvis 3:2:1 til 3:3:1.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de pendante gruppene omfatter 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og akrylonitril eller deres salter og er til stede i podepolymeren i et molforhold i området på fra henholdsvis 1:0 til 1:1.
10.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de pendante gruppene omfatter 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter og er til stede i podepolymeren i et molforhold i området på fra henholdsvis 1:0 til 6:1.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/863,227 US4676317A (en) | 1986-05-13 | 1986-05-13 | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO871361D0 NO871361D0 (no) | 1987-04-01 |
NO871361L NO871361L (no) | 1987-11-16 |
NO173820B true NO173820B (no) | 1993-11-01 |
NO173820C NO173820C (no) | 1994-02-09 |
Family
ID=25340625
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO871361A NO173820C (no) | 1986-05-13 | 1987-04-01 | Fremgangsmaate for sementering av en ledning som gjennomtrenger en jordformasjon |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4676317A (no) |
EP (1) | EP0245930B1 (no) |
CA (1) | CA1280586C (no) |
DE (1) | DE3769199D1 (no) |
ES (1) | ES2021357B3 (no) |
NO (1) | NO173820C (no) |
Families Citing this family (181)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
USRE33855E (en) * | 1986-04-07 | 1992-03-24 | Nalco Chemical Company | Terpolymer composition for aqueous drilling fluids |
USRE33856E (en) * | 1986-04-07 | 1992-03-24 | Nalco Chemical Company | Terpolymer compositions for aqueous drilling fluids |
US4960465A (en) * | 1986-12-09 | 1990-10-02 | W. R. Grace & Co. | Hydraulic cement additives and hydraulic cement compositions containing same |
US4814014A (en) * | 1986-12-09 | 1989-03-21 | W. R. Grace & Co. | Hydraulic cement additives and hydraulic cement compositions containing same |
US4770795A (en) * | 1987-08-24 | 1988-09-13 | Nalco Chemical Company | Calcium tolerant deflocculant for drilling fluids |
FR2623221B1 (fr) * | 1987-11-13 | 1991-11-29 | Bonier Sahuc Monique | Produit stabilisateur des sols en place et methode de mise en oeuvre |
MX169321B (es) * | 1987-12-14 | 1993-06-29 | Nalco Chemical Co | Composicion polimerica y metodo mejorado para reducir la perdida de fluidez de los lodos de perforacion y composiciones de cementacion. |
US5132285A (en) * | 1988-04-26 | 1992-07-21 | National Starch And Chemical Investment Holding Corporation | Method for thickening or stabilizing aqueous media with polyamphoteric polysaccharides |
US5132284A (en) * | 1988-04-26 | 1992-07-21 | National Starch And Chemical Investment Holding Corporation | Polyamphoteric polysaccharide graft copolymers neutrally charged |
US5032296A (en) * | 1988-12-05 | 1991-07-16 | Phillips Petroleum Company | Well treating fluids and additives therefor |
US5331088A (en) * | 1988-12-19 | 1994-07-19 | Meister John J | Process for making graft copolymers from lignite and vinyl monomers |
US4940764A (en) * | 1988-12-19 | 1990-07-10 | Meister John J | Water soluble graft copolymers of lignin and methods of making the same |
US5049288A (en) * | 1989-06-27 | 1991-09-17 | Halliburton Company | Set retarded cement compositions and methods for well cementing |
US5028271A (en) * | 1989-07-05 | 1991-07-02 | Nalco Chemical Company | Vinyl grafted lignite fluid loss additives |
US4938803A (en) * | 1989-07-05 | 1990-07-03 | Nalco Chemical Company | Vinyl grafted lignite fluid loss additives |
US4946506A (en) * | 1989-09-07 | 1990-08-07 | W.R. Grace & Co.-Conn. | Corrosion inhibiting hydraulic cement additives and compositions containing same |
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 |
US5135577A (en) * | 1990-11-05 | 1992-08-04 | Halliburton Company | Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement |
US5105885A (en) * | 1990-11-20 | 1992-04-21 | Bj Services Company | Well cementing method using a dispersant and fluid loss intensifier |
US5251698A (en) * | 1992-06-23 | 1993-10-12 | Texaco Inc. | Method of using lignosulfonate-acrylic acid graft copolymers as sacrificial agents for surfactant flooding |
FR2694939B1 (fr) * | 1992-08-20 | 1994-12-23 | Schlumberger Cie Dowell | Polymères thermoviscosifiants, leur synthèse et leurs applications notamment dans l'industrie pétrolière. |
US5264470A (en) * | 1992-12-30 | 1993-11-23 | Halliburton Company | Set retarding additives, cement compositions and methods |
US5341881A (en) * | 1993-01-14 | 1994-08-30 | Halliburton Company | Cement set retarding additives, compositions and methods |
US5336316A (en) * | 1993-05-06 | 1994-08-09 | Bj Services Company | Cementing composition and method using phosphonated polymers to improve cement slurry properties |
US5339903A (en) * | 1993-11-12 | 1994-08-23 | Halliburton Company | Method for control of gas migration in well cementing |
DE4421722A1 (de) * | 1994-06-21 | 1996-01-04 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Fließmittel für zementhaltige Bindemittelsuspensionen |
US5472051A (en) * | 1994-11-18 | 1995-12-05 | Halliburton Company | Low temperature set retarded well cement compositions and methods |
US5656708A (en) * | 1995-06-05 | 1997-08-12 | Meister; John J. | Process for making graft copolymers from lignite and vinyl monomers |
FR2747702B1 (fr) * | 1996-04-18 | 1998-05-29 | Inst Francais Du Petrole | Procede et laitier de ciment utilisant des galactomannanes modifies hydrophobiquement comme reducteur de filtrat |
US5988279A (en) * | 1997-11-05 | 1999-11-23 | Fritz Industries, Inc. | Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing |
US6089318A (en) * | 1997-11-05 | 2000-07-18 | 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 |
FR2780422B1 (fr) * | 1998-06-26 | 2000-09-08 | Rhodia Chimie Sa | Composition thermoepaississante pour bains de couchage a base d'un copolymere possedant une temperature critique inferieure de solubilite |
US6186231B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-02-13 | Texaco Inc. | Conformance improvement in hydrocarbon bearing underground strata using lignosulfonate-acrylic acid graft copolymer gels |
US6138759A (en) * | 1999-12-16 | 2000-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting fluid compositions and methods |
US6666268B2 (en) | 2000-07-26 | 2003-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells |
US6716282B2 (en) | 2000-07-26 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
US6315042B1 (en) | 2000-07-26 | 2001-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-based settable spotting fluid |
US6668929B2 (en) | 2000-07-26 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
US6562122B2 (en) * | 2000-09-18 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
DK1193230T3 (da) * | 2000-09-29 | 2005-08-08 | Sofitech Nv | Cementeringssammensætning omfattende et dispergerende middel til cementeringsoperation i oliebrönde |
US6405801B1 (en) | 2000-12-08 | 2002-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods |
US6939536B2 (en) * | 2001-04-16 | 2005-09-06 | Wsp Chemicals & Technology, Llc | Cosmetic compositions containing water-soluble polymer complexes |
DE60213134T2 (de) | 2002-03-06 | 2007-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc., Duncan | Leichte bohrlochzementzusammensetzungen und verfahren |
US6715552B2 (en) * | 2002-06-20 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing methods and compositions |
US7063153B2 (en) * | 2002-06-20 | 2006-06-20 | Eoff Larry S | Methods and compositions for cementing wells |
EP1539930A4 (en) * | 2002-07-29 | 2006-08-09 | Es Cell Int Pte Ltd | METHOD IN MULTIPLE STAGES OF DIFFERENTIATION OF POSITIVE INSULIN-SENSITIVE CELLS, GLUCOSE |
US6708760B1 (en) | 2002-11-19 | 2004-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones |
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 |
US7150321B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing settable spotting fluids |
US7544640B2 (en) | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
US7140440B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss additives for cement slurries |
US6964302B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
US7140439B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing remedial compositions |
US20040171499A1 (en) * | 2003-01-24 | 2004-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation |
US7543642B2 (en) * | 2003-01-24 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing flexible, compressible beads and methods of cementing in subterranean formations |
US7108066B2 (en) * | 2004-01-27 | 2006-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable density treatment fluids and methods of using such fluids in subterranean formations |
US7482309B2 (en) * | 2003-11-24 | 2009-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles |
US6591910B1 (en) | 2003-01-29 | 2003-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for cementing subterranean zones |
US6889767B2 (en) * | 2003-02-28 | 2005-05-10 | Halliburton E{umlaut over (n)}ergy Services, Inc. | Cementing compositions and methods of cementing in a subterranean formation using an additive for preventing the segregation of lightweight beads. |
GB2399083B (en) * | 2003-03-07 | 2007-09-19 | Schlumberger Holdings | flexible cementing compositions and methods for high-temperature wells |
TW200422682A (en) * | 2003-04-29 | 2004-11-01 | Vanguard Int Semiconduct Corp | Method for fabricating Bragg Grating optical elements and planar light circuits made thereof |
US20040221990A1 (en) * | 2003-05-05 | 2004-11-11 | Heathman James F. | Methods and compositions for compensating for cement hydration volume reduction |
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 |
US6908508B2 (en) * | 2003-06-04 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable fluids and methods for use in subterranean formations |
US6689208B1 (en) | 2003-06-04 | 2004-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight cement compositions and methods of cementing 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 |
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 |
US7021380B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising set retarder compositions and associated methods |
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 |
US7240732B2 (en) * | 2003-10-31 | 2007-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dispersant compositions for cement compositions and related methods |
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 |
US7376148B1 (en) * | 2004-01-26 | 2008-05-20 | Cisco Technology, Inc. | Method and apparatus for improving voice quality in a packet based network |
US7445669B2 (en) | 2005-09-09 | 2008-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
US9512346B2 (en) | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
US20050215439A1 (en) * | 2004-03-29 | 2005-09-29 | Blair Cecil C | Clay stabilization in sub-surface formations |
US7114569B2 (en) * | 2004-06-14 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Methods, cement compositions and suspending agents therefor |
US8088716B2 (en) * | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
WO2007145731A2 (en) * | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
US7297664B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor |
US7838597B2 (en) * | 2004-08-20 | 2010-11-23 | Sekisui Specialty Chemicals America, Llc | Fluid loss concentrate for hydraulic cement |
US7150322B2 (en) * | 2004-08-24 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising environmentally compatible defoamers and methods of use |
US7303014B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
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 |
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 |
US7174962B1 (en) | 2005-09-09 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
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 |
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 |
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 |
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 |
US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash 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 |
US7077203B1 (en) | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
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 |
US8333240B2 (en) * | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
US7353870B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
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 |
US7335252B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
US7607484B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles 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 |
US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
US8297357B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
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 |
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 |
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 |
US7395860B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using foamed settable compositions comprising cement kiln dust |
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 |
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 |
US7381263B2 (en) | 2005-10-24 | 2008-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust |
US7337842B2 (en) * | 2005-10-24 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust |
US20070105995A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
US20070101905A1 (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 |
US7199086B1 (en) | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US7284609B2 (en) * | 2005-11-10 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
WO2007054663A1 (en) | 2005-11-10 | 2007-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust and methods of using them |
US20070137529A1 (en) * | 2005-12-21 | 2007-06-21 | Jiten Chatterji | Cationic cellulose ethers as fluid loss control additives in cement compositions and associated methods |
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 |
EP2035651A4 (en) * | 2006-06-07 | 2009-08-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | METHOD FOR PRODUCING COMPRESSIBLE OBJECTS FOR A VARIABLE DENSITY DRILLING FLUSH |
EP2038364A2 (en) * | 2006-06-07 | 2009-03-25 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
WO2008084226A2 (en) | 2007-01-11 | 2008-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives and methods of using them |
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 |
US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
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 |
US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
DE102007037466A1 (de) * | 2007-08-08 | 2009-02-12 | Basf Construction Polymers Gmbh | Pfropfpolymer-Mischung |
WO2009137407A2 (en) * | 2008-05-05 | 2009-11-12 | M-I L.L.C. | Methods and aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss |
CA2771623C (en) | 2009-08-25 | 2014-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command 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 |
US8143198B2 (en) * | 2009-08-25 | 2012-03-27 | Hallilburton Energy Services Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command compositions |
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 |
US8245783B2 (en) * | 2009-08-25 | 2012-08-21 | Halliburton Energy Services Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command compositions and methods of use |
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 |
WO2011023935A1 (en) | 2009-08-25 | 2011-03-03 | 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 |
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 |
US9296939B2 (en) | 2010-05-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for modifying rheological properties of cement systems |
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 |
CN103013458B (zh) * | 2011-09-28 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种褐煤接枝共聚降滤失剂及制备方法 |
US8695705B2 (en) | 2011-10-05 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composite formulations and methods of making and using same |
US8997866B2 (en) | 2012-03-30 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising lignite-based grafted copolymers and methods of use |
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 |
MX2015003469A (es) | 2012-10-30 | 2015-09-25 | Halliburton Energy Services Inc | Composiciones de fluidos de perforacion y metodos para utilizarlas en formaciones subterraneas. |
CN103184041B (zh) * | 2013-03-07 | 2016-01-20 | 中国石油大学(华东) | 一种改性磷铝酸盐水泥缓凝剂及制备方法 |
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 |
US9321953B1 (en) | 2013-11-22 | 2016-04-26 | Fritz Industries, Inc. | Well cementing |
MY176491A (en) * | 2015-01-05 | 2020-08-12 | Halliburton Energy Services Inc | Additive for improving homogeneity of epoxy resin and cement composites |
MX2017011783A (es) * | 2015-04-17 | 2017-12-04 | Halliburton Energy Services Inc | Viscosificantes y agentes de control de filtracion para usar en operaciones subterraneas a temperaturas elevadas. |
WO2018161165A1 (en) * | 2017-03-09 | 2018-09-13 | Fpinnovations | Process for producing an anionic lignin copolymer under aqueous acid conditions |
RU2754844C1 (ru) * | 2020-10-22 | 2021-09-08 | Общество с ограниченной ответственностью «Оренбургский пропант» | Акриловый полимер на водной основе для цементной композиции и способ его получения |
US12024669B2 (en) | 2022-06-27 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | C-36 dimer diamine hydrochloride salt as primary viscosifier for invert-emulsion drilling fluids |
US20240052233A1 (en) * | 2022-08-02 | 2024-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Cement slurry with polyethyleneimine hydrochloride salt as a shale inhibitor |
CN115850579B (zh) * | 2022-12-20 | 2023-09-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种抗盐低温早强降失水剂及其制备方法 |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US31127A (en) * | 1861-01-15 | Railroad-car coupling | ||
US2646360A (en) * | 1949-08-29 | 1953-07-21 | Phillips Petroleum Co | Low-water-loss cement slurry |
US2674321A (en) * | 1949-12-19 | 1954-04-06 | Phillips Petroleum Co | Low water-loss cement slurry |
US3234154A (en) * | 1960-11-14 | 1966-02-08 | Dow Chemical Co | Cement composition |
US3352902A (en) * | 1964-01-13 | 1967-11-14 | Canadian Patents Dev | Sulfomethylation of humic acids, lignites, and coals and products thereof |
US3491049A (en) * | 1965-10-13 | 1970-01-20 | Dow Chemical Co | Low water-loss aqueous cement slurry and method of use |
US3475515A (en) * | 1966-09-01 | 1969-10-28 | Mobil Oil Corp | Graft copolymers |
US3511314A (en) * | 1968-10-28 | 1970-05-12 | Dow Chemical Co | Cementing composition and well cementing process employing same |
US4024918A (en) * | 1975-03-14 | 1977-05-24 | The Dow Chemical Company | Method of cementing a well |
US3959004A (en) * | 1975-04-21 | 1976-05-25 | Westvaco Corporation | Process for producing low porosity cement |
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 |
USRE31127E (en) | 1976-02-02 | 1983-01-18 | Halliburton Company | Oil well cementing process |
US4053323A (en) * | 1976-11-11 | 1977-10-11 | Calgon Corporation | Method of using cementing composition having improved flow properties |
DE2830528B2 (de) * | 1978-07-12 | 1981-04-23 | Chemische Fabrik Stockhausen & Cie, 4150 Krefeld | Verwendung von wasserlöslichen anionischen Polymerisaten als Additive für Tiefbohrzementschlämme |
US4181533A (en) * | 1978-07-27 | 1980-01-01 | Atlantic Richfield Company | Well cementing in permafrost |
DE3309948A1 (de) * | 1982-03-30 | 1983-10-13 | Sandoz-Patent-GmbH, 7850 Lörrach | Fluessigkeitsverluste vermindernde verbindungen fuer bohrlochbearbeitungsfluessigkeiten |
US4413681A (en) * | 1982-06-14 | 1983-11-08 | Hughes Tool Company | Method of cementing a well bore using a fluid loss additive |
US4515635A (en) * | 1984-03-23 | 1985-05-07 | Halliburton Company | Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions |
-
1986
- 1986-05-13 US US06/863,227 patent/US4676317A/en not_active Expired - Lifetime
-
1987
- 1987-03-19 CA CA000532545A patent/CA1280586C/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-03-24 ES ES87302534T patent/ES2021357B3/es not_active Expired - Lifetime
- 1987-03-24 DE DE8787302534T patent/DE3769199D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1987-03-24 EP EP87302534A patent/EP0245930B1/en not_active Expired
- 1987-04-01 NO NO871361A patent/NO173820C/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US4676317A (en) | 1987-06-30 |
EP0245930A2 (en) | 1987-11-19 |
CA1280586C (en) | 1991-02-26 |
EP0245930B1 (en) | 1991-04-10 |
DE3769199D1 (de) | 1991-05-16 |
NO173820C (no) | 1994-02-09 |
EP0245930A3 (en) | 1988-06-08 |
NO871361L (no) | 1987-11-16 |
NO871361D0 (no) | 1987-04-01 |
ES2021357B3 (es) | 1991-11-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO173820B (no) | Fremgangsmaate for sementering av en ledning som gjennomtrenger en jordformasjon | |
US4703801A (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations | |
US4700780A (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations | |
US4806164A (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions | |
US7842652B2 (en) | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives | |
US4640942A (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions containing substantial salt concentrations | |
US5988279A (en) | Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing | |
US7523784B2 (en) | Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations | |
US7388045B1 (en) | Cement compositions comprising lignite grafted fluid loss control additives | |
EP0653547B1 (en) | Additive for well cement | |
US7360598B1 (en) | Method of using lignite grafted fluid loss control additives in cementing operations | |
US6268406B1 (en) | Well cementing methods using compositions containing liquid polymeric additives | |
US6395853B1 (en) | Water-soluble copolymers and their use for exploration and production of petroleum and natural gas | |
US6277900B1 (en) | Well cementing aids | |
US2614998A (en) | Low water-loss cement slurry | |
US6089318A (en) | Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing | |
US5116421A (en) | High temperature fluid loss additive for cement slurry and method of cementing | |
WO2004067469A1 (en) | Methods and compositions for cementing subterranean zones | |
CA2863731A1 (en) | Use of terpolymers as fluid loss additives in well cementing | |
SG172396A1 (en) | Use of vinyl phosphonic acid for producing biodegradable mixed polymers and the use thereof for exploring and extracting petroleum and natural gas | |
US6085840A (en) | Method for control of liquid loss and gas migration in well cementing | |
CA2674019C (en) | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives and methods of using them | |
EP0633390B1 (en) | Set retarding cement additive | |
NO753108L (no) | ||
NO853495L (no) | Sementoppslemming for sementering av broenner, saerlig oljebroenner. |