NO177634B - Fremgangsmåte for sementering av et borehull, samt sementblanding for sementering av et hulrom deri - Google Patents

Fremgangsmåte for sementering av et borehull, samt sementblanding for sementering av et hulrom deri Download PDF

Info

Publication number
NO177634B
NO177634B NO885458A NO885458A NO177634B NO 177634 B NO177634 B NO 177634B NO 885458 A NO885458 A NO 885458A NO 885458 A NO885458 A NO 885458A NO 177634 B NO177634 B NO 177634B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
cement
drilling fluid
mixture
liquid
borehole
Prior art date
Application number
NO885458A
Other languages
English (en)
Other versions
NO885458L (no
NO177634C (no
NO885458D0 (no
Inventor
William N Wilson
Leon H Miles
Brett H Boyd
Robert B Carpenter
Original Assignee
Atlantic Richfield 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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=22451403&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=NO177634(B) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Atlantic Richfield Co filed Critical Atlantic Richfield Co
Publication of NO885458D0 publication Critical patent/NO885458D0/no
Publication of NO885458L publication Critical patent/NO885458L/no
Publication of NO177634B publication Critical patent/NO177634B/no
Publication of NO177634C publication Critical patent/NO177634C/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C04B28/06—Aluminous cements
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/14—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing calcium sulfate cements
    • C04B28/145—Calcium sulfate hemi-hydrate with a specific crystal form
    • 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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22—Synthetic organic compounds
    • C09K8/24—Polymers
    • 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
    • C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for sementering av et borehull.
Videre vedrører den foreliggende oppfinnelse en sementblanding for sementering av et hulrom i et borehull.
Disse og andre trekk fremgår av de etterfølgende patentkrav.
Ved komplettering av olje- og gass-brønner har det vært foreslått å omdanne borevæsken eller det "slam" som anvendes under brønnboringen til en sementslurry for sementering av foringsrør på plass eller på annen måte stabilisere eller forsegle formasjonen i nærheten av borehullet. US patent-skrifter 3.168.139 (H.T. Kennedy et al), 3.499.491 (R. E. Wyant et al), 3.557,876 (A. Tregasser), 3.887,009 (G. L. Miller et al) og 4.176.720 (William N. Wilson) åpenbarer brønn- sementblandinger som i det minste delvis er tildannet fra brønnborevæsker.
Mange tidligere anstrengelser for omdannelse av borevæsker til sementmaterialer har representert visse problemer ved at de bevirker økt viskositet og flokkulering av borevæsken når det sementholdige material tilsettes dertil og pumpes inn i borehullet. Omdannede borevæskeblandinger generelt etter de retningslinjer som foreslås i for eksempel US patentskrift 3.499.491 fremviser noe geldannelse og er spesielt tempera-turfølsomme. Med andre ord, hvis borehullstemperaturene overstiger et forutbestemt nivå har sementblandingen en tendens til å størkne eller herde hurtig. Ettersom borehull-temperaturbetingelser er vanskelige å styre eller forutsi i mange tilfeller er det meget ønskelig med en redusert tempera-turfølsomhet av borevæsken omdannet til sementholdig blanding.
Med tidligere metoder og blandinger er videre fortrengningen
av borevæsken ufullstendig på grunn av geldannelse og har ofte resultert i dårlige sementbindinger eller ufullstendig fylling av ringrommet mellom foringsrør og veggen i borehullet med en
homogen sement. Med hensyn til dette er den foreliggende oppfinnelse utviklet med sikte på å tilveiebringe forbedrede sementblandinger ved omdannelse av borevæsker så vel som en forbedret fremgangsmåte for fortrengning av borevæske fra borehullet og ringrommet mellom foringsrør og veggen i borehullet slik at en fullstendig fylling av det rom som skal sementeres oppnås med en homogen sementslurry.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en fremgangsmåte for sementering av et borehull som gjennomtrenger en jordformasjon og hvori en ledning strekker seg, idet borehullet har et rom opptatt av en flytende blanding hvor denne flytende blanding skal erstattes av en sementblanding for sementering av rommet for å danne en forsegling mellom adskilte punkter i formasjonen og hvor sementblandingen bringes til eller får størkne i det nevnte rom, som er kjennetegnet ved at sementblandingen tildannes ved å tilsette sementmaterial og et dispergeringsmiddel til en mengde av den flytende blanding som sirkuleres i en krets som inkluderer det nevnte rom og den således dannede sementblanding resirkuleres gjennom dette rom.
Videre vedrører den foreliggende oppfinnelse en sementblanding for sementering av et hulrom i et borehull hvor hulrommet opptas av en borevæske før fortrengning av denne borevæske med den nevnte sementblanding, som er kjennetegnet ved at sementblandingen omfatter:
en mengde vannbasert borevæske,
portlandsement i et konsentrasjonsområde fra 2 85 til
1712 g/l borevæske,
et dispergeringsmiddel omfattende en lavmolekylvekt sulfonert styren-maleinsyreanhydridkopolymer i en mengde
på mindre enn omtrent 14,3 g/l borevæske, kalsiumsulfathemihydrat i en mengde på fra 28,5 til
1043 g/l borevæske, og
finmalt silika, og om ønsket minst en forbindelse valgt fra sitronsyre, natriumsitrat, glukodeltalakton, vinsyre og erytrobinsyre.
Sementering av en olje- eller gass-brønn utføres således ved omdannelse av borevæske til en sementslurry ved tilsetning av sementholdige materialer og et dispergeringsmiddel og ved resirkulering av sementslurryen for fullstendig å fortrenge og omdanne til sementholdig all borevæske som befinner seg i det område av borehullet som ønskes sementert.
Den forbedrede sementslurry tilveiebringes under anvendelse av borevæske som omdannes ved tilsetning av visse sementholdige materialer og et dispergeringsmiddel som nedsetter tendensen for flokkulering eller geldannelse og den medfølgende viskosi-tetsøkning som foregår i sementblandingen som dannes til et minimum og nedsetter også dannelsen av geldannede blandinger i borehullet under fortrengningen av ikke omdannet borevæske fra det område som skal sementeres til et minimum. Dispergeringsmidlet omfatter foretrukket en sulfonert styrenkopolymer med
eller uten en organisk syre.
I samsvar med et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen kan styrensulfonsyre-maleinsyreanhydrid (SSMA), sulfonert styrenimid (SSI), sulfonert styrenitakonsyre eller en kombinasjon av en sulfonert styrenkopolymer med en eller flere forbindelser fra gruppen av polyakrylater, kaliumsalter, fosfonater og andre ko- eller ter-polymerer av delvis hydrolyserte polyakrylamider anvendes som dispergeringsmiddel og tilsettes borevæsken i en blanding med en sementholdig materialblanding for å omdanne væsken til en forbedret sementslurry.
Den fagkynige på området vil videre bli forklart de ovenfor beskrevne trekk ved den foreliggende oppfinnelse sammen med andre fordelaktige trekk derav ved å lese den etterfølgende detaljerte beskrivelse. Med henvisning til de vedføyde figurer hvori: Figur 1 er et skjematisk riss av et borehulls- og væske-sirkulasjons-system for kontinuerlig blanding av sement for sementering av borehullet til foringsrør-ringrommet under anvendelse av omdannet borevæske, og
Figur 2 er et skjematisk riss av et sementblande- og sirkula-sjonssystem tilpasset porsjonsvis blanding eller kontinuerlig blanding av sement for omdannelse av borevæske.
Omdannelse av brønnborevæsker til sementslurryer for sementering av ringrommet mellom veggen i borehullet og foringsrøret og for å gjennomføre andre brønnhul1-sementeringsoperasjoner er ønskelig av flere grunner, nemlig ved at i det minste en hovedandel av borevæsken ikke representerer avfalls-deponeringsproblemer eller er gjenstand for lovregler, videre vil omdannelse av borevæske til en sementslurry nedsette håndteringen av borevæsken og sementslurryen til et minimum, fremstillingstid og utgifter for sementslurryen nedsettes til et minimum og separering mellom borevæske og den omdannende sementholdig slurry behøver ikke å opprettholdes, idet dette er fordeler som oppnås ved fremgangsmåten og blandingen i samsvar med den foreliggende oppfinnelse.
Omdannelsen av borevæske eller "slam" til en sementslurry foregår ikke uten enkelte arbeidsproblemer og uønskede endringer i sammensetningen av blandingen. For eksempel kan tilsetning av sementholdige materialer som for eksempel blandinger av kalk, silika og aluminiumoksyd eller kalk og magnesiumoksyd, silika og aluminiumoksyd og jernoksyd, eller seraentmaterialer som for eksempel kalsiumsulfat og portlands-sementer til vandige borevæsker i vesentlig grad økes viskosi-teten av væskeblandingen og resultere i alvorlig flokkulering. Anstrengelser for å sirkulere slike blandinger gjennom et borehull kan resultere i en høyst utilfredsstillende sirkula-sjonstakt, tilstopping av borehull-ringrommet, nedbrytning av formasjonen i nærheten av borehullet og manglende sammenbland-ing av sementslurryen. Visse dispergeringsmidler er blitt utviklet for bruk i borevæsker under boreoperasjoner og disse inkluderer lignitt og lignosulfonater.
Et dispergeringsmiddel som har vært kommersielt anvendt i borevæske er en styrensulfonsyre-maleinsyreanhydridkopolymer med lav molekylvekt og et vannoppløselig salt derav (enkelte ganger kjent som "SSMA"). US patentskrift 3.730.900 (A.C. Perricone, et al) beskriver forskjellige borevæsker som er blitt behandlet med et slikt dispergeringsmiddel for stabili-sering av de reologiske egenskaper og væsketapegenskåpene, særlig under høye temperaturer i borehullet og i nærvær av flytende forurensninger. US patentskrifer 4.476.029 (A.O. Sy et al) 4.581.147 (Homer Branch III), og 4.680,128 (R.C. Portnoy) og europeisk patentpubikasjon 0207536 (P. Parcevaux et al) lærer også dispergeringsmidler for borefluider og flytende tetningsblandinger. Til tross for teknikkens stand som representert ved de angitte litteraturhenvisninger har imidlertid problemet med effektiv omdannelse av en borevæske til en passende sementblanding og fortrengning av borevæsken i borehullet, inklusive et ringformet rom mellom foringsrør og borehullveggen, på en måte som tilveiebringer effektiv utfylling av det område som skal sementeres med en blanding som vil danne en effektiv binding med brønnforingsrøret og/eller tette brønnen eller formasjonen inntil brønnen med en barriere av tilstrekkelig styrke til å forhindre vandring av væsker i uønskede retninger og/eller forhindre sammenfalling av veggene i borehullet eller sammenfalling av foringsrøret bestått. Videre, selv om tilsetning av visse andeler av en sulfonert styrenkopolymer eller lignende dispergeringsmiddel i vesentlig grad reduserer tendensen til flokkulering eller geldannelse av slammet omdannet til sementblanding, har fortsatte anstrengelser med henblikk på å utvikle en blanding med en redusert viskositet og en mindre tendens til å bevirke geldannelse eller flokkulering ført til den erkjennelse at tilsetning av visse mengdeandeler av organiske syrer som natriumsitrat, sitronsyre, glykodeltalakton, vinsyre, erytrobinsyre og andre organiske syrer og langkjedede sukker-arter i kombinasjon med den sulfonerte styrenkopolymer har en synergistisk virkning til å redusere flokkulering og viskosi-teten av slammet omdannet til sementblanding. Disse organiske syretilsetningsmidler kan også forsinke størknetiden for sementslurrien.
Med henvisning til figur 1 illustreres der et system i samsvar med den foreliggende oppfinnelse for omdannelse av borevæske til en sementslurry for sementering av et brønnforingsrør på plass i en grunnformasjon 12 hvori et borehull 14 er innført. I systemet illustrert i figur 1 er et foringsrør 16 blitt forlenget inn i en del av formasjonen fra et brønnhode 18 og et andre foringsrør 20 strekker seg inn i borehullet og danner et ringrom 22 som kan inkludere for eksempel åpninger eller tomme områder 24 og 26. Foringsrøret 20 strekker seg opp til brønnhodet 18 og er innrettet til å være i kommunikasjon med en pumpe 28 for sirkulering av borevæske ned gjennom det indre av foringsrøret 20 og opp gjennom ringrommet 22 til en returledning 30. Borevæske føres gjennom returledningen 30 til en lagringstank eller beholder 32 og resirkuleres til pumpen 28 ved hjelp av en pumpe 33 og en ledning 34 under vanlige boreoperasjoner. Konvensjonell borevæske-behandlings-apparatur som for eksempel skiferrystere, sandseparatorer og beslektet utstyr er blitt utelatt fra skjemaene i figur 1 og 2 for forenkling.
En fremgangsmåte for omdannelse av en borevæske til en sementholdig slurry i samsvar med oppfinnelsen som er nyttig i borehull som krever forholdsvis store mengder sement er å tilveiebringe en forhåndsblandet mengde av tørrblandede sementmaterialer i en passende lagringsinnretning 36 for føring til et blandeapparat 38 av en kommersielt tilgjengelig type hvori de tørre sementmaterialer blandes med borevæske som sirkuleres til pumpen 2 8 gjennom en ledning 3 9 og blandeenheten 38. Ventiler 40, 41 og 42 betjenes for å styre væskestrømningsbanen under omdannelsesprosessen. De materialer som tilsettes blandeenheten 38 skal beskrives heri med hensyn til flere eksempler på omdannelse av borevæske til en sementslurry i samsvar med den foreliggende oppfinnelse. Egnede midler for tilsetning av vann (ikke vist) kan også være anordnet. I mange tilfeller, og dette foretrekkes, tilsettes vann og dispergeringsmiddel til væsken før de andre materialer.
Figur 2 illustrerer et system som tilveiebringer økt fleksi-bilitet ved blandeprosesser i samsvar med oppfinnelsen. Lagringsinnretningen 36 avgir forut bestemte mengder av tørrblandede sementmaterialer av den type som skal beskrives heri inn i blandeenheten 38 og porsjonsblanding gjennomføres i en eller flere tanker eller beholdere 44 som har mottatt borevæske fra tanken 32 og pumpen 33 ved hjelp av en ledning 46. Borevæsken i tanken 44 resirkuleres gjennom blandeenheten 38 ved hjelp av en pumpe 48, ventilen 50 og ventilen 51 inntil den rette blanding og densitet oppnås hvoretter ventilene 50 og 52 innstilles for å føre sementslurrien til pumpen 28 gjennom en ledning 54. Under normale boreoperasjoner sirkuleres borevæsken selvfølgelig til pumpen 28 gjennom ledningen 30, tanken 32, pumpen 33 og ledningen 53, 54. Den sementholdige slurry kan resirkuleres gjennom borehullet 14 og tanken 44 ved hjelp av en forbindelsesledning hvori det er innskutt en ventil 45. Systemet iilustrert i figur 2 kan anvendes for kontinuerlig å tilføre en sementholdig slurry til pumpen 28 ved lukking av ventilen 51 og åpning av ventilen 55.
Følgelig, med systemene illustrert i figurene 1 og 2, blir borevæske lett omdannet til en sementholdig slurry på enten en kontinuerlig eller porsjons-messig blandebasis. Visse blandinger av sementslurry som angitt heri kan f.eks. inneholdes i en eller flere tanker 44, i forholdsvis lange tidsperioder før injeksjon i borehullet. Ved kontinuerlig eller porsjonsmessig blanding av borevæsken omdannet til sementholdig blanding underkastes bare en liten mengde eller ikke noe av borevæsken for deponeringsforskrifter og all borevæske i borehullringrommet 22 blir til slutt erstattet med en sementblanding som tilfredsstiller kravene for sementering av foringsrøret i borehullet 14 eller for behandling av formasjonen 14 på annen ønskelig måte. Med andre ord kan ved hjelp av oppfinnelsen det meste eller all borevæske som har opptatt et borehull under boringen omdannes til en herdbar sementblanding som deretter kan pumpes tilbake i det ring-formede rom i borehullet for å tette dette, slik at behovet for deponering av væsken unngås, noe som ellers normalt ville være tilfellet.
Som tidligere nevt kan vann, dispergeringsmiddel og andre tilsetningsmidler blandes inn i væsken før de større mengder av tørre materialer tilsettes.
Det forutsettes at de forbedrede sementblandinger og fremgangsmåten for sementering av en brønn i en grunnformas jon ved omdannelse av borevæske i samsvar med den foreliggende oppfinnelse kan gjennomføres med blandinger og metoder generelt langs de retningslinjer som er beskrevet heri. Vannbaserte borevæsker med densiteter på omtrent 1,08 kg/=jf til omtrent 2,16 kg/if kan omdannes til sementholdig slurry og sirkuleres gjennom et borehull som for eksempel borehullet 14 ved tilsetning av opp til 100 % og foretrukket fra 0 til 50 % vann, basert på volumet av den opprinnelige borevæske, sammen med et dispergeringsmiddel, omfattende en sulfonert styrenkopolymer, i området fra 227 til 453 6 g pr. fat på 158,9 liter borevæske (basert på et 42 gallon fat) og foretrukket mindre enn omtrent 22 68 g pr. fat. Ved å tilsette dispergeringsmidlet ved tidspunktet for omdannelse av borevæsken til en sementslurry er det oppnådd en overraskende forbedring ved innblandingen av sementmaterialet i borevæsken. En kilde og spesifikasjon for den sulfonerte styrenkopolymer kan være en sammensetning omfattende en lavmolekylvekt styrensulfonsyre-maleinsyreanhydridkopolymer (SSMA) og som fåes i handelen under handelsbetegnelsen "NARLEX" D-72 fra National Starch and Chemical Corporation, Bridgewater, New Jersey. Dispergeringsmidlet kan f orhånds bl andes med tørt sementmaterial og andre tilsetningsmidler som angitt heri og lagres i for eksempel lagringsinnretningen 36, eller det kan tilsettes borevæsken under tilsetning av fortynningsvann. Videre kan dispergeringsmidlet også omfatte valgte mengder av sulfonert styrenimidkopolymer (for eksempel kopolymer av sulfonert styren og N-fenylmaleimid), sulfonert styrenitakonsyrekopolymer eller en kombinasjon av en sulfonert styrenkopolymer med en eller flere forbindelser valgt fra en gruppe bestående av polyakrylakter (det vil si polymerer og kopolymerer av estere av akrylsyre og derivater av akrylsyre, som metakrylsyre), delviks hydrolyserte ko- eller ter-polymerer av akrylamid og kaliumsalter og fosfonater av de nevnte delvis hydrolyserte ko- og ter-polymerer. Videre forutsettes det at monomerer som maleinsyreanhydrid, maleimid og dimetylmaleat kan tilsettes i kombinasjon med den valgte kopolymer.
Samtidig med eller etter tilsetningen av dispergeringsmidlet og fortynningsvann til den førstnevnte borevæske, blir portlandssement i et konsentrasjonsområde fra 45,4 kg til 272 kg pr. 158,9 liters fat også tilsatt væsken. Hydrati-seringshastighetskontrollblandinger som f.eks. kalsiumsulfat kan anvendes i området fra 4,54 kg til 45,4 kg pr. 158,9 liters fat borevæske. Videre kan utvalgte ett eller flere tilsetningsmidler som for eksempel størkningsretardere, akselleratorer og væsketapkontrollblandinger som uorganiske salter, kalsiumaliminat, lignosulfonater med eller uten organiske syrer, og polymerer som hydroksyetylcellulose (HEC) karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC), 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS) og akrylsyrer forhåndsblandes med de andre materialer. De ovenfor beskrevne blandinger kan ytterligere modifiseres ved tilsetning av kvartssand i mengde opp til 100 % regnet på vekten av portlandsementandelen av sementslurryen for å øke høytemperaturstabiliteten av blandingen. Videre kan tilsetning av andre sementeringsmidler til blandingen som for eksempel kalsiumaliminater og det ovennevnte kalsiumsulfat tilsettes for styring av slurry-størkningstiden, styrkeutvikiingstakten og total trykkstyrke ved å endre mengdeforholdene av disse midler i blandingen.
Ved utviklingen av den foreliggende oppfinnelse ble til å begynne med en brønn sementert under anvendelse av et sementmaterial av en type beskrevet i US patentskrift 3.499.491 og som fås i handelen under handelsnavnet "C-mix". Denne sementblanding er blitt utviklet for bruk ved omdannelse av borevæsker i sementslurryer. Erfaringen med denne spesielle type av sementblanding indikerer imidlertid fremdeles en unormal nøy geldannelse av borefluidet etter tilsetning av det tørrblandede sementmaterial ("C-mix") til borevæsken. Ved utviklingen av den foreliggende oppfinnelse ble det bestemt å teste denne sementblanding med tilsetning av et dispergeringsmiddel i form av SSMA under anvendelse av et vannbasert lignosulfonat boreslam med en densitet på omtrent 1,47 g/ml.
En brønn ble sementert med et foringsrør med diameter 12,7 cm med anbringelse av sementen initialt ved dybde på 3048 meter og en indikert bunn-brønntemperatur på omtrent 73,5°C. En porsjon på 237 158,9 liters fat av sementslurry ble blandet og anbragt med en pumpetakt på omtrent 4.0 til 4,5 158,9 liters fat pr. minutt med pumpetrykk under omtrent 35,2 kg/cm2 . Sementslurryen ble funnet fremdeles å være særlig temperatur-følsom som indikert ved fortykningstidene spesifisert i den etterfølgende tabell I. Tabell I indikerer i tillegg til sammensetning og fortykningstidene, også trykkstyrke ved borehullstemperaturene og visse reologiske parametere ved temperaturer som angitt for borevæsken eller "slammet" alene og forholdet mellom slam og sementblanding (MTC) dannet av den 88,45 kg pr. 158,9 liters fat av "C-mix" sementblanding. Utgangsdata indikert for de forskjellige hastigheter i omdreininger pr. minutt for hver blanding er dem som oppnås ved hjelp av et rotasjonsviskometer for bestemmelse av skjærspenning og skjærhastighet i samsvar med API Specification Nr. 10. De reologiske parametere indikert i tabellene heri inkluderer plastisk viskositet (PV) indikert i centipoise og flytegrensen (YP) indikert i kg pr. m<2> ble målt med et roterende hylseviskometer med stasjonært synklegeme under anvendelse av en nr. 1 fjær og et nr.l synklegeme og hylse, som for eksempel av typen "Chan 35" fremstilt av E. G. & G. Chandler Engineering, Tulsa, Oklahoma. Uten den økte dispersjon som tilveiebringes ved hjelp av SSMA var den 88,45 kg pr. 158,9 liters fat "C-mix" slurry for viskøs for måleområdet av apparatet utstyrt på den nevnte måte. Brønnen ble sementert under anvendelse av en porsjonsprosedyre generelt i samsvar med anordningen illustrert i figur 2 av tegningene og ved å følge den generelle prosedyre for porsjonsblandeprosessen beskrevet heri. Mengdene i blandingen er pr. 158,9 liters fat av borevæske. Den resulterende eller endelige densitet av borevæsken omdannet til sementblanding var omtrent 1,66 g/ml.
Sementblandingen ble sirkulert inn i borehullet i en takt på omtrent 4,0 158,9 liters fat pr. minutt i en periode på 2 timer. De nederste 305 meter av borehullringrommet ble deretter sementert ved hjelp av en konvensjonell sementslurry. Selv om sementslurryen (237 158,9 liters fat) ble porsjons-blandet og ikke pumpet inn i borehullet i løpet av en periode på 36 timer, var blandingen fremdeles pumpbar etter å være blitt avkjølt til en temperatur på omtrent 32,2°C når den ble pumpet inn i borehullet.
På grunn av temperaturfølsomheten av blandingen under anvendelse av "C-mix" slurryen som angitt i tabell I og noe tegn på at det dannet seg et meget lite "micro ringrom" omkring foringsrør-sementgrenseflaten, ble det utviklet en forskjellig sementblanding som beskrevet i det følgende for fylling av et borehullrom i et borehull med nominell diameter på 21,6 cm med å begynne i en dybde på 2652 meter. En porsjon på 800 158,9 liter fat av en sementslurry under anvendelse av et lignosulfonatslam, vann, SSMA, og en lignosulfonatretarder tilgjengelig under handelsnavnet "WR-15" fra Western Company of North America ble blandet med en klasse H (API-kvalitet) portlandsement sammen med et stabiliseringsmiddel i form av kalsiumsulfathemihydrat i mengdene angitt i tabell II. Densitets-kontroll ble oppnådd ved å inkludere en mengde av hule pozzolankuler eller "Cenospheres". Det ble dannet en forholdsvis lett sementslurry med en densitet på 1,35 g/ml og denne ble funnet egnet for lagring ettersom den hadde en indikert fortykningstid på omtrent 73 timer (tid gitt i døgn er basert på et 24 timers "døgn") ved 88°C og ble indikert å være egnet for porsjonsblanding og forholdsvis langvarig lagring. Reologiegenskapene av denne blanding, som angitt i tabell II, antydet en overraskende lett pumpbar slurry fremstilt ved en porsjonsprosess og denne ble anbragt i borehullet og deretter sirkulert fullstendig gjennom borehullet med en full resirkulasjons-syklus i en takt på 10 158,9 liters fat pr. minutt. Under resirkulasjonen, under anvendelse av et system lignende det som er illustrert i figur 2, ble sementslurryen pumpet på en konvensjonell måte gjennom sirkulasjons-kretsen som om den var borevæske.
Tabell III angir sammensetningen for en sementslurry som anvender omdannet borevæske i form av et lignosulfonatslam som ble blandet under anvendelse av en konvensjonell kontinuerlig blandeprosess og apparatur tilsvarende det som er vist i fig.
2. Et borehull med nominell 21,6 cm diameter ble sementert med en blanding i henhold til sammensetningene angitt i tabell III ved blanding a totalt 900 158,9 liters fat av sementslurry
og fullstendig fortrengning av borevæsken i borehullet og resirkulering av blandingen gjennom to fulle resirkulasjoner i en takt på 8,0 til 8,5 158,9 liters fat pr. min.
Tabell IV gir data vedrørende en kontinuerlig blandet sementslurry som ble anbragt i et borehull i en dybde på 3108 meter for sementering av borehullet og to 7,3 cm diameter rørstreng-er på plass i et åpent hull. Sammensetningen angitt i tabell IV frembragte en sementslurry med en densitet på 1896 g/l og en kommersielt tilgjengelig retarderblanding solgt under handelsbetegnelsen "WR-6" av Western Company of North America ble anvendt i sammensetningen. Borevæsken ble fullstendig fortrengt fra borehullet og væsken omdannet til sementslurry ble resirkulert tilsvarende ytterligere 50 % av borehullfor-trengningen.
Sirkulasjonstakten var omtrent 4,5 158,9 liters fat pr. minutt.
Tabell V gir ytterligere data for en sementslurry med en densitet på 1860 g/l omdannet fra en lignosulfonatborevæske som ble fremstilt på en kontinuerlig blandebasis under anvendelse av et system lignende det som er vist i figur 2 hvori fullstendig fortrengning ble gjennomført pluss en fullstendig resirkulasjon av sementslurryen.
API væsketapgrad (spesifikasjon 10) ved 88°C og en trykkforskjell på 70,3 kg/cm<2> var 56 cm<3>/30 min. gjennom en 325 mesh nettingduk.
Tabellene VI, VII og VIII viser henholdsvis egenskapene ved laboratorieforsøk med borevæsker omdannet til sementblandinger
(MTC) under anvendelse av SSMA som et dispergeringsmiddel. En saltvanns-borevæske eller slam ble anvendt ved laboratoriefor-søkene illustrert i tabell VI. Densiteten av "saltslammet" var primært på grunn av saltinnholdet i vannet i væskeprøven anvendt for fremstilling av en 1536 g/l sementblanding.
I eksemplene angitt i tabellene heri kunne mengden av dispergeringsmiddel økes i det minste i noen tilfeller for å tilveiebringe lavere viskositeter. De mengder som er oppført i tabellene ble angitt av økonomiske grunner og av hensyn til slurry-fortykningstidene. Væsketapgraden av sementslur ryene som anvendes i samsvar med oppfinnelsen var videre også i et ønskelig område sammenlignet med konvensjonelle sementslurryer.
Trykkstyrke:
1 døgn ca 66°C: 65,2 kg/cm<2>
2 døgn ca 66°C: 59,3 kg/cm<2>
4 døgn ca 66°c: 85,6 kg/cm<2>
4 døgn ca 66°C: deretter lufttørket i
1 døgn ved ca 2 6,7°C: 177,4 kg/cm<2>
5 døgn ca 66°C: 84,4 kg/cm<2>
13 døgn ca 66°C: 82,6 kg/cm<2>
13 døgn ca 66°C, deretter lufttørket i 5 døgn ved ca 26,7°C: 221 kg/cm<2>
Reologiske forhold:
Tabell VII illustrerer sementstyrkeutvikiingen med forskjellige mengder sement og effektiviteten av en retarder ("WR-15"). En sementblanding med en densitet på 1584 g/l ble formulert.
Trykkstyrker (CS) ble bestemt med den ovennevnte sammensetning og med sand som konstant 35 vekt% av sement for forskjellige mengder av sement som indikert i det følgende:
API væsketapgrad ca 88°C og en trykkforskjell på 70,3 kg/cm<2 >var 112 cm<3>/30 minutter gjennom en 325 mesh sikt.
Tabell VIII gir data for sammensetning, fortykningstid og trykkstyrker for et lignosulfonatslam omdannet til sement med en densitet på 1908 g/l og illustrerer at stabiliteten av sementslur ryen etter omtrent to måneder ved meget høye temperaturer var ganske god. Laboratorietestkuber inneholdt ingen sprekker eller andre tegn på nedbrytning etter å være utsatt for en herdetemperatur på 149°C.
De foregående eksempler illustrerer at en forbedret sementblanding og fremgangsmåte er tilveiebragt for sementering av olje- og gassbrønner og lignende underjordiske formasjonshul-rom eller andre rom som krever fortrengning av en borevæske og plassering av et sementmaterial med nødvendige styrker. Resirkulering av sementslurryen kan gjennomføres for å sikre fullstendig fortrengning av borevæsken med et material som vil herde til å gi den nødvendige trykkstyrke.
Som tidligere nevnt, indikerte tester med vannbaserte boreslam omdannet til sement under anvendelse av klasse A sement i mengdeforhold på omtrent 113,4 kg sement pr 158,9 liters fat av opprinnelig borevæske og med tilsetninger av dispergeringsmidler omfattende SSMA i området opp til 14,3 g/l til 17,1 g/l en grense med hensyn til viskositetreduksjon og antiflokkuler-ingsegenskaper. Tester med det samme slam omdannet til sementblanding med sitronsyre tilsatt dertil som et dispergeringsmiddel viste også noen antiflokkulerende og viskositetsre-duserende egenskaper. Tilsetning av sitronsyre og SSMA i mengder på omtrent 11,4 g/l SSMA og 2,8 g/l til 5,7 g/l sitronsyre fremviste overlegne antiflokkulerende og viskosi-tetsreduserende egenskaper som indikerte en synergistisk virkning av et dispergeringsmiddel under anvendelse av kombinert sitronsyre og SSMA. Det er indikert at natriumsitrat, glyko-delta-lakton, vinsyre og erytrobinsyre ville gi lignende resultater. Tabell IX gir reologiske data for blandinger under anvendelse av utvalgte dispergeringsmidler og med dispergeringsmiddel og sement (CMT) blandinger indikert. Blandingene er basert på et polymert boreslam med en densitet på 1122 g/l og temperatur på 2 6,7°C.
Blandinger 3) og 5) indikerte høye geldannelsesegenskaper mens blandingene 4) og 6) til 8) blandet seg bra.
Tabell X gir data for sementblandinger under anvendelse av samme type slam som anvendt for eksempel i tabell IX, men viste fordelene med å anvende en delvis hydrolysert polyakryl-amidtynner ("Thin-X" tynner tilgjengelig fra Magcobar IMCO, Houston, Texas) i kombinasjon med SSMA.
Blandingene i eksempel (1) og (3) blandet seg bra mens eksempel (2) ikke blandet seg bra.
Det sees videre fra det foregående at en forbedret brønnse-mentblanding og en fremgangsmåte er blitt utviklet hvori en borevæske eller "slam" omdannes til en sementblanding ved tilsetning av ett eller flere sementmaterialer og et dispergeringsmiddel til borevæsken med etterfølgende resirkulering av væsken til sementomdannelsesblanding gjennom borehullet for fullstendig fortrengning eller omdannelse av borevæsken til et sementmaterial som vil herde og tilveiebringe et passende middel for forsegling av borehullet omkring et foringsrør eller annen rørstruktur.
En foretrukket utførelsesform av fremgangsmåten innbefatter fremstilling av sementblandingen ved en porsjonsvis prosess inntil all borevæske nødvendig for sementeringsoperasjonen eller for deponering av væsken er omdannet. Alternativt kan materialet tilsatt til borevæsken for omdannelse av denne til sement kontinuerlig tilsettes i en strøm av borevæske mens denne sirkuleres til eller fra borehullet. Fremgangsmåten med resirkulering av borevæsken omdannet til sement i et volumom-råde fra 10 % til 1000 % av fortrengningsvolumet av borehullrommet tilveiebringer vesentlig sikring av at all borevæske er blitt fortrengt fra borehullet og at utgravede hulrom, huller eller andre mangler i sementkappen eller ringrommet nedsettes til et minimum.
En ønskelig sementblanding i samsvar med oppfinnelsen er en blanding som tillater fullstendig sirkulasjon av væsken ut av borehullet og i erstatning med selve sementblandingen. Ettersom denne sirkulasjon normalt vil omfatte to og så mange som ti fortrengninger av systemets volum, som inkluderer borehullet, blandetankene eller beholderne og alle de forbindende ledninger, er det ønskelig at blandingen ikke begynner å størkne eller fortykke seg før sirkulasjonen er fullstendig. I denne henseende er det bestemt at ett eller flere sementmaterialer kan anvendes med eller uten herdere-tardere for å styre hydratiseringstakten eller begynnelsen av fortykningen før en mindre endring i de reologiske egenskaper av blandingen opptrer under blanding og sirkulasjon. Fluid-tapegenskapene er videre i et ønskelig område, i likhet med utgangsborevæsken.
Selv om foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen er beskrevet detaljert heri kan forskjellige erstatninger og modifiseringer foretas med blandingene og fremgangsmåten i samsvar med oppfinnelsen uten å gå utenfor rammen og innholdet av de etterfølgende patentkrav.

Claims (12)

1. Fremgangsmåte for sementering av et borehull som gjennomtrenger en jordformasjon og hvori en ledning strekker seg, idet borehullet har et rom opptatt av en flytende blanding hvor denne flytende blanding skal erstattes av en sementblanding for sementering av rommet for å danne en forsegling mellom adskilte punkter i formasjonen og hvor sementblandingen bringes til eller får størkne i det nevnte rom, karakterisert ved at sementblandingen tildannes ved å tilsette sementmaterial og et dispergeringsmiddel til en mengde av den flytende blanding som sirkuleres i en krets som inkluderer det nevnte rom og den således dannede sementblanding resirkuleres gjennom dette rom.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 , karakterisert ved at det som dispergeringsmiddel anvendes en sulfonert styrenkopolymer valgt fra sulfonert styren-maleinsyreanhydridkopolymer, sulfonert styrenimidkopolymer, og en sulfonert styrenkopolymer i kombinasjon med et polyakrylat, en delvis hydrolysert ko-eller terpolymer av akrylamid eller et kaliumsalt eller fosfonat av en slik delvis hydrolysert ko- eller terpolymer.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2, karakterisert ved at det som dispergeringsmiddel anvendes en lavmolekylvekt sulfonert styren-maleinsyreanhydridkopolymer.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 1-3, karakterisert ved at det som dispergeringsmiddel anvendes sulfonert styren-maleinsyreanhydridkopolymer og at den herdbare sementblanding ytterligere inkluderer minst en forbindelse valgt fra sitronsyre, natriumsitrat, glukodeltalakton, vinsyre og erytrobinsyre.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1-4, karakterisert ved at dispergeringsmidlet tilsettes væsken sammen med sementmaterialet i mengder slik at geldannelsen av væsken etter tilsetning av sementmaterialet til væsken nedsettes til et minimum.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1-5, karakterisert ved at dispergeringsmidlet tilsettes væsken i en mengde på mellom 1,42 og 28,5 g/l væske og at sementmaterialet tilsettes væsken i en mengde på fra 285 g/l til 1712 g/l væske. <1>
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1-6, karakterisert ved at dispergeringsmiddel blandes med sementmaterialet før sementmaterialet tilsettes til væsken.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 - 7, karakterisert ved at sementblandingen er tilsatt et hydratiseringshastighets-kontrollmiddel valgt fra kalsiumsulfat og kalsiumaluminat i mengde på fra 28.5 til 285 g/l væske.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 1-7, akarakterisert ved at det tilsettes minst to sementmaterialer til væsken for å styre hydratiseringshastig-heten av sementblandingen og disse er valgt fra portlandsement, kalsiumsulfat og kalsiumaluminat.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 1-9, karakterisert ved at borevæske fortrenges fra rommet med en forhåndsspyleblanding omfattende vann og en sulfonert styrenkopolymer for å danne et reologisk forlikelig material for fortrengning av borevæsken før borehullrommet fylles med sementblanding.
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 1-10, karakterisert ved at det anvendes en sementblanding omfattende en mengde vannbasert borevæske portlandsement i konsentrasjonsområdet fra 285 g/l til 1712 g/l borevæske et dispergeringsmiddel omfattende en lavmolekylvekt sulfonert styren-maleinsyreanhydridkopolymer i en mengde på mindre enn omtrent 14,3 g/l borevæske kalsiumsulfat-hemihydrat i en mengde på 28,5 - 285 g/l borevæske, og findelt silica.
12. Sementblanding for sementering av et hulrom i et borehull hvor hulrommet opptas av en borevæske før fortrengning av denne borevæske med den nevnte sementblanding, karakterisert ved at sementblandingen omfatter: en mengde vannbasert borevæske, portlandsement i et konsentrasjonsområde fra 285 til 1712 g/l borevæske, et dispergeringsmiddel omfattende en lavmolekylvekt sulfonert styren-maleinsyreanhydridkopolymer i en mengde på mindre enn omtrent 14,3 g/l borevæske, kalsiumsulfathemihydrat i en mengde på fra 28,5 til 1043 g/l borevæske, og finmalt silika, og om ønsket minst en forbindelse valgt fra sitronsyre, natriumsitrat, glukodeltalakton, vinsyre og erytrobinsyre.
NO885458A 1987-12-11 1988-12-08 Fremgangsmåte for sementering av et borehull, samt sementblanding for sementering av et hulrom deri NO177634C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/131,878 US4883125A (en) 1987-12-11 1987-12-11 Cementing oil and gas wells using converted drilling fluid

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO885458D0 NO885458D0 (no) 1988-12-08
NO885458L NO885458L (no) 1989-06-12
NO177634B true NO177634B (no) 1995-07-17
NO177634C NO177634C (no) 1995-10-25

Family

ID=22451403

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO885458A NO177634C (no) 1987-12-11 1988-12-08 Fremgangsmåte for sementering av et borehull, samt sementblanding for sementering av et hulrom deri

Country Status (9)

Country Link
US (1) US4883125A (no)
EP (1) EP0320288B2 (no)
AU (1) AU602433B2 (no)
CA (1) CA1311190C (no)
DE (1) DE3876392T2 (no)
MX (1) MX165706B (no)
MY (1) MY103931A (no)
NO (1) NO177634C (no)
NZ (1) NZ226652A (no)

Families Citing this family (113)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5260269A (en) * 1989-10-12 1993-11-09 Shell Oil Company Method of drilling with shale stabilizing mud system comprising polycyclicpolyetherpolyol
US5113943A (en) * 1989-11-27 1992-05-19 Atlantic Richfield Company Spacer fluids
US5030366A (en) * 1989-11-27 1991-07-09 Atlantic Richfield Company Spacer fluids
US5515921A (en) * 1989-12-27 1996-05-14 Shell Oil Company Water-base mud conversion for high tempratice cementing
US5464060A (en) * 1989-12-27 1995-11-07 Shell Oil Company Universal fluids for drilling and cementing wells
US5058679A (en) * 1991-01-16 1991-10-22 Shell Oil Company Solidification of water based muds
US5423379A (en) * 1989-12-27 1995-06-13 Shell Oil Company Solidification of water based muds
US5673753A (en) * 1989-12-27 1997-10-07 Shell Oil Company Solidification of water based muds
US5292367A (en) * 1990-04-18 1994-03-08 Atlantic Richfield Company Dispersant compositions for subterranean well drilling and completion
EP0525037B1 (en) * 1990-04-18 1996-09-04 Atlantic Richfield Company Dispersant compositions for subterranean well drilling and completion
DE69120947T2 (de) * 1990-04-26 1996-11-28 Atlantic Richfield Co Dispergiermittel-zusammensetzungen für bohrung und abdichtung untererdischer quellen
US5360787A (en) * 1990-05-15 1994-11-01 Atlantic Richfield Company Dispersant compositions comprising sulfonated isobutylene maleic anhydride copolymer for subterranean well drilling and completion
US5038863A (en) * 1990-07-20 1991-08-13 Altantic Richfield Company Cementing oil and gas wells
US5076852A (en) * 1990-07-20 1991-12-31 Atlantic Richfield Company Cementing oil and gas wells
US5096603A (en) * 1990-08-08 1992-03-17 Exxon Research And Engineering Company Thermally stable hydrophobically associating rheological control additives for water-based drilling fluids
US5028341A (en) * 1990-12-31 1991-07-02 Baroid Technology, Inc. Well servicing fluid
US5095992A (en) * 1991-03-22 1992-03-17 Parco Mast And Substructures, Inc. Process for installing casing in a borehole
US5382290A (en) * 1991-04-26 1995-01-17 Shell Oil Company Conversion of oil-base mud to oil mud-cement
US5213160A (en) * 1991-04-26 1993-05-25 Shell Oil Company Method for conversion of oil-base mud to oil mud-cement
US5476144A (en) * 1992-10-15 1995-12-19 Shell Oil Company Conversion of oil-base mud to oil mud-cement
US5314022A (en) * 1992-10-22 1994-05-24 Shell Oil Company Dilution of drilling fluid in forming cement slurries
US5430237A (en) * 1993-03-19 1995-07-04 Sharp; Terry F. Method of solidifying oil field waste
US5336316A (en) * 1993-05-06 1994-08-09 Bj Services Company Cementing composition and method using phosphonated polymers to improve cement slurry properties
US5372641A (en) * 1993-05-17 1994-12-13 Atlantic Richfield Company Cement slurries for wells
US5398758A (en) * 1993-11-02 1995-03-21 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5355954A (en) * 1993-11-02 1994-10-18 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5437329A (en) * 1994-01-25 1995-08-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for activation of furnace slag base cement
US5866517A (en) * 1996-06-19 1999-02-02 Atlantic Richfield Company Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore
US5874387A (en) * 1996-06-19 1999-02-23 Atlantic Richfield Company Method and cement-drilling fluid cement composition for cementing a wellbore
US5989336A (en) * 1997-07-08 1999-11-23 Atlantic Richfield Company Cement composition
US6536520B1 (en) 2000-04-17 2003-03-25 Weatherford/Lamb, Inc. Top drive casing system
US5996692A (en) 1998-02-13 1999-12-07 Atlantic Richfield Company Surfactant composition and method for cleaning wellbore and oil field surfaces using the surfactant composition
US6114398A (en) * 1998-03-03 2000-09-05 Ratcliff; Perry A. Personal lubricant to prevent and stop itching
GB2335657A (en) * 1998-03-24 1999-09-29 Bpb Plc Cementitious compositions
US6283213B1 (en) 1999-08-12 2001-09-04 Atlantic Richfield Company Tandem spacer fluid system and method for positioning a cement slurry in a wellbore annulus
FR2808794B1 (fr) * 2000-05-15 2002-06-28 Dowell Schlumberger Services Ciment permeable, son procede d'obtention et application dudit ciment dans des puits petroliers ou analogues
US7351680B2 (en) * 2001-09-19 2008-04-01 Hayes James R High performance water-based mud system
US7730965B2 (en) 2002-12-13 2010-06-08 Weatherford/Lamb, Inc. Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore
US6899186B2 (en) * 2002-12-13 2005-05-31 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method of drilling with casing
USRE42877E1 (en) 2003-02-07 2011-11-01 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for wellbore construction and completion
US7273100B2 (en) * 2003-04-15 2007-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable dispersants for cement compositions and methods of cementing in subterranean formations
US7021380B2 (en) * 2003-06-27 2006-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising set retarder compositions and associated methods
US20050034864A1 (en) * 2003-06-27 2005-02-17 Caveny William J. Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications
US7073585B2 (en) * 2003-06-27 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications
US7650944B1 (en) 2003-07-11 2010-01-26 Weatherford/Lamb, Inc. Vessel for well intervention
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
US7445669B2 (en) 2005-09-09 2008-11-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US7284617B2 (en) * 2004-05-20 2007-10-23 Weatherford/Lamb, Inc. Casing running head
US6978835B1 (en) 2004-10-11 2005-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations
US7004256B1 (en) 2004-10-11 2006-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Set retarder compositions, cement compositions, and associated methods
US7275780B2 (en) * 2004-11-19 2007-10-02 Aero Industries, Inc. Dual tarp cover system
GB2424432B (en) 2005-02-28 2010-03-17 Weatherford Lamb Deep water drilling with casing
US8505630B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating spacer fluids and methods of use
US7353870B2 (en) 2005-09-09 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US8403045B2 (en) 2005-09-09 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations
US7607484B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use
US8281859B2 (en) 2005-09-09 2012-10-09 Halliburton Energy Services Inc. Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size
US7395860B2 (en) 2005-09-09 2008-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using foamed settable compositions comprising cement kiln dust
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
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
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
US8950486B2 (en) 2005-09-09 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
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
US9809737B2 (en) 2005-09-09 2017-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash 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
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
US7631692B2 (en) 2005-09-09 2009-12-15 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising a natural pozzolan and associated methods
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
US8327939B2 (en) 2005-09-09 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use
US9023150B2 (en) 2005-09-09 2015-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use
US8333240B2 (en) 2005-09-09 2012-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations
US7478675B2 (en) 2005-09-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods
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
US8505629B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
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
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
US8522873B2 (en) 2005-09-09 2013-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US7337842B2 (en) 2005-10-24 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7381263B2 (en) * 2005-10-24 2008-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7284609B2 (en) 2005-11-10 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust
US7441599B2 (en) * 2005-11-18 2008-10-28 Chevron U.S.A. Inc. Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore
US20070114034A1 (en) * 2005-11-18 2007-05-24 Chevron U.S.A. Inc. Controlling pressure and static charge build up within an annular volume of a wellbore
US7338923B2 (en) 2006-04-11 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable drilling fluids comprising cement kiln dust
US7204310B1 (en) 2006-04-11 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust
US7857052B2 (en) 2006-05-12 2010-12-28 Weatherford/Lamb, Inc. Stage cementing methods used in casing while drilling
US8276689B2 (en) 2006-05-22 2012-10-02 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for drilling with casing
US9206344B2 (en) 2007-05-10 2015-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions and methods utilizing nano-particles
US8476203B2 (en) 2007-05-10 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods
US9512351B2 (en) 2007-05-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
US8685903B2 (en) 2007-05-10 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation compositions and associated methods
US9199879B2 (en) 2007-05-10 2015-12-01 Halliburton Energy Serives, Inc. Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
US8586512B2 (en) 2007-05-10 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-clay
US8586508B2 (en) * 2007-05-30 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Polysaccharide based cement additives
US8569214B2 (en) * 2007-05-30 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using polysaccharide based cement additives
US7832962B1 (en) * 2008-09-19 2010-11-16 Andreyev Engineering Independent Drilling, LLC Sand slurry injection systems and methods
CN101532375B (zh) * 2009-04-13 2012-07-11 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司采油工艺研究院 分级注水泥器失效再循环方法及密封循环装置
US9409820B2 (en) 2010-04-21 2016-08-09 Basf Se Use of CSH suspensions in well cementing
US8561701B2 (en) * 2010-12-21 2013-10-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for cementing in a subterranean formation using a cement composition containing calcium silicate hydrate seeds
WO2013049506A1 (en) * 2011-09-30 2013-04-04 Kemira Oyj Defoaming compositions
US20140262268A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. ("HESI") Drilling and Completion Applications of Magnetorheological Fluid Barrier Pills
US9796622B2 (en) * 2013-09-09 2017-10-24 Saudi Arabian Oil Company Development of high temperature low density cement
WO2017010967A1 (en) * 2015-07-10 2017-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigation of annular pressure build-up using treatment fluids comprising calcium aluminate cement
WO2020009918A1 (en) 2018-07-02 2020-01-09 Schlumberger Technology Corporation Cement compositions and methods
US11898088B2 (en) 2019-06-28 2024-02-13 Schlumberger Technology Corporation Cement compositions and methods
US11820707B2 (en) 2020-03-18 2023-11-21 Saudi Arabian Oil Company Geopolymer cement slurries, cured geopolymer cement and methods of making and use thereof
US11015108B1 (en) 2020-03-18 2021-05-25 Saudi Arabian Oil Company Methods of reducing lost circulation in a wellbore using Saudi Arabian volcanic ash
US11066899B1 (en) 2020-03-18 2021-07-20 Saudi Arabian Oil Company Methods of sealing a subsurface formation with saudi arabian volcanic ash
US11098235B1 (en) 2020-03-18 2021-08-24 Saudi Arabian Oil Company Methods of converting drilling fluids into geopolymer cements and use thereof
US11820708B2 (en) 2020-03-18 2023-11-21 Saudi Arabian Oil Company Geopolymer cement slurries, cured geopolymer cement and methods of making and use thereof
US10920121B1 (en) 2020-03-18 2021-02-16 Saudi Arabian Oil Company Methods of reducing lost circulation in a wellbore using Saudi Arabian volcanic ash
US11820935B1 (en) * 2022-06-15 2023-11-21 Saudi Arabian Oil Company Method and composition for setting a wellbore fluid

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2805719A (en) * 1955-09-15 1957-09-10 Halliburton Oil Well Cementing High temperature well cementing
US3168139A (en) * 1961-05-08 1965-02-02 Great Lakes Carbon Corp Converting drilling muds to slurries suitable for cementing oil and gas wells
US3412795A (en) * 1967-02-13 1968-11-26 Dow Chemical Co Method of cementing with reversal of flow of the slurry
US3499491A (en) * 1968-06-28 1970-03-10 Dresser Ind Method and composition for cementing oil well casing
US3557876A (en) * 1969-04-10 1971-01-26 Western Co Of North America Method and composition for drilling and cementing of wells
US3723145A (en) * 1971-04-05 1973-03-27 Lone Star Cement Corp Well cementing compositions and method
US3748159A (en) * 1972-04-20 1973-07-24 Halliburton Co High temperature cementing compositions containing a lignosulfonic acid salt and a pentaboric acid salt
US3730900A (en) * 1972-09-25 1973-05-01 Milchem Inc Composition and process for drilling subterranean wells
US3887009A (en) * 1974-04-25 1975-06-03 Oil Base Drilling mud-cement compositions for well cementing operations
US4036660A (en) * 1975-02-27 1977-07-19 Calgon Corporation Methods of using cementing compositions having improved flow properties, containing sulfonated copolymers of styrene-maleic anhydride
US4217229A (en) * 1976-09-20 1980-08-12 Halliburton Company Oil well spacer fluids
US4124075A (en) * 1977-12-19 1978-11-07 Mobil Oil Corporation Use of oil-wetting spacers in cementing against evaporites
US4176720A (en) * 1978-07-27 1979-12-04 Atlantic Richfield Company Well cementing in permafrost
US4357167A (en) * 1979-09-07 1982-11-02 Coal Industry (Patents) Limited Methods of stowing cavities with flowable materials
US4646834A (en) * 1980-09-22 1987-03-03 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous treatment fluid and method of use
US4476029A (en) * 1982-05-26 1984-10-09 W. R. Grace & Co. High temperature dispersant
US4581147A (en) * 1984-01-12 1986-04-08 Sun Drilling Products Corp. Dispersant for water-based solids-containing fluids and a drilling fluid
US4680128A (en) * 1985-04-26 1987-07-14 Exxon Chemical Patents Inc. Anionic copolymers for improved control of drilling fluid rheology
FR2582664B1 (fr) * 1985-05-31 1988-06-10 Schlumberger Cie Dowell Composition aqueuse de spacer, compatible avec les boues de forage et les ciments sales ou non, et son utilisation dans le secteur des forages petroliers

Also Published As

Publication number Publication date
DE3876392D1 (de) 1993-01-14
EP0320288B2 (en) 1995-07-12
EP0320288B1 (en) 1992-12-02
MX165706B (es) 1992-12-01
EP0320288A1 (en) 1989-06-14
NO885458L (no) 1989-06-12
CA1311190C (en) 1992-12-08
NO177634C (no) 1995-10-25
US4883125A (en) 1989-11-28
NZ226652A (en) 1990-11-27
AU602433B2 (en) 1990-10-11
DE3876392T2 (de) 1993-04-01
MY103931A (en) 1993-10-30
AU2451088A (en) 1989-06-15
NO885458D0 (no) 1988-12-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO177634B (no) Fremgangsmåte for sementering av et borehull, samt sementblanding for sementering av et hulrom deri
US10106719B2 (en) Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable foaming surfactant for cement
US9255031B2 (en) Two-part set-delayed cement compositions
US4892589A (en) Composition comprising water-soluble, nonionic hydrophobically modified hydroxyethyl cellulose and water-soluble, nonionic hydroxyethyl cellulose
US11242479B2 (en) Geopolymer cement for use in subterranean operations
NO144047B (no) Herdbar blanding for sementering av dype borehull
CA2831834C (en) A drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition
NO342896B1 (no) Lettvekts brønnsementblanding, additiv for slik blanding og bruk av slik blanding
EP1213270A1 (en) Well cement fluid loss control additive
NO339168B1 (no) Lettvekts sementblanding samt fremgangsmåte for å tette rundt et rør i en borebrønn
NO157694B (no) Pumpbar sementblanding og anvendelse derav for fremstilling av termisk stabil betong.
CA2960845A1 (en) Acid-soluble cement composition
US7357834B2 (en) Cement composition for use with a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent
NO303982B1 (no) Fremgangsmåte for å sementere et hulrom i et borehull
MX2013012179A (es) Uso de metilhidroxietilcelulosa como aditivo para cemento.
AU2016266033B2 (en) Cement Set Activators for Set-Delayed Cement Compositions and Associated Methods
NO341157B1 (no) Blanding for behandling av brønner samt fremgangsmåte ved behandling av en brønn med samme
WO2018156117A1 (en) Accelerators for low portland cement compositions
US4089376A (en) Cementing against evaporites
US11795364B2 (en) Low carbon footprint expansive composition and methods of making and using same
OA17443A (en) Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable foaming surfactant for cement.
NZ616315B2 (en) Use of methylhydroxyethyl cellulose as cement additive

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees

Free format text: LAPSED IN JUNE 2003