NO173820B - Fremgangsmaate for sementering av en ledning som gjennomtrenger en jordformasjon - Google Patents

Fremgangsmaate for sementering av en ledning som gjennomtrenger en jordformasjon Download PDF

Info

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
Application number
NO87871361A
Other languages
English (en)
Other versions
NO173820C (no
NO871361L (no
NO871361D0 (no
Inventor
Slaton Eugene Fry
Jerry Dale Childs
Donald Wayne Lindsey
Lance Everett Brothers
Original Assignee
Halliburton Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of NO871361D0 publication Critical patent/NO871361D0/no
Publication of NO871361L publication Critical patent/NO871361L/no
Publication of NO173820B publication Critical patent/NO173820B/no
Publication of NO173820C publication Critical patent/NO173820C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/24Macromolecular compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/16Sulfur-containing compounds
    • C04B24/18Lignin sulfonic acid or derivatives thereof, e.g. sulfite lye
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C09K8/487Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/46Water-loss or fluid-loss reducers, hygroscopic or hydrophilic agents, water retention agents

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.
NO871361A 1986-05-13 1987-04-01 Fremgangsmaate for sementering av en ledning som gjennomtrenger en jordformasjon NO173820C (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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.