NO20141321A1 - Aktivatorblanding for aktivering av en stivnbar væske - Google Patents
Aktivatorblanding for aktivering av en stivnbar væske Download PDFInfo
- Publication number
- NO20141321A1 NO20141321A1 NO20141321A NO20141321A NO20141321A1 NO 20141321 A1 NO20141321 A1 NO 20141321A1 NO 20141321 A NO20141321 A NO 20141321A NO 20141321 A NO20141321 A NO 20141321A NO 20141321 A1 NO20141321 A1 NO 20141321A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- mixture
- present
- cement
- particle size
- bwoc
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 135
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 90
- 239000012190 activator Substances 0.000 title claims description 41
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 title claims description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 42
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 79
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 60
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 53
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 16
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 13
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 13
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 10
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 10
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 7
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 6
- OSBMVGFXROCQIZ-UHFFFAOYSA-I pentasodium;[bis(phosphonatomethyl)amino]methyl-hydroxyphosphinate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].OP([O-])(=O)CN(CP([O-])([O-])=O)CP([O-])([O-])=O OSBMVGFXROCQIZ-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 6
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 6
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 5
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 5
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 4
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000001994 activation Methods 0.000 description 3
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- XEOCKQIQXJNTER-UHFFFAOYSA-N gold palladium platinum Chemical compound [Pd].[Pd].[Pd].[Pd].[Pd].[Pt].[Pt].[Pt].[Pt].[Pt].[Pt].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au].[Au] XEOCKQIQXJNTER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 3
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 poly(dimethyldiallylammonium chloride) Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical group OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N curcumin Chemical compound C1=C(O)C(OC)=CC(\C=C\C(=O)CC(=O)\C=C\C=2C=C(OC)C(O)=CC=2)=C1 VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N 0.000 description 1
- 229940042400 direct acting antivirals phosphonic acid derivative Drugs 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical compound O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;propan-2-one Chemical compound O=C.CC(C)=O YIBPLYRWHCQZEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000009021 linear effect Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 150000003007 phosphonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B40/00—Processes, in general, for influencing or modifying the properties of mortars, concrete or artificial stone compositions, e.g. their setting or hardening ability
- C04B40/0028—Aspects relating to the mixing step of the mortar preparation
- C04B40/0039—Premixtures of ingredients
-
- 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
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
- C04B22/06—Oxides, Hydroxides
- C04B22/062—Oxides, Hydroxides of the alkali or alkaline-earth metals
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/12—Nitrogen containing compounds organic derivatives of hydrazine
- C04B24/122—Hydroxy amines
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/24—Macromolecular compounds
- C04B24/26—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/24—Macromolecular compounds
- C04B24/38—Polysaccharides or derivatives thereof
-
- 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
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
-
- 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
- C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
- C04B2111/00034—Physico-chemical characteristics of the mixtures
- C04B2111/00146—Sprayable or pumpable mixtures
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W30/00—Technologies for solid waste management
- Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
- Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete
Description
Stivnbare væsker omfattende tilsetningsmidler for regulering av partikkelstørrelse og fremgangsmåte for deres bruk
Foreliggende oppfinnelse angår underjordiske operasjoner og mer spesifikt stivnbare væsker som omfatter tilsetningsmidler for regulering av partikkelstørrelse samt fremgangsmåte for bruk av slike væsker
Hydrauliske sementblandinger blir ofte brukt i underjordiske operasjoner, spesielt underjordisk brønnkomplettering og utbedrende operasjoner. For eksempel blir hydrauliske sementblandinger brukt ved primær sementering hvor rørstrenger så som foringsrør og linere blir sementert i borebrønner. Ved utførelse av primær sementering blir hydrauliske sementblandinger pumpet inn i det ringformede rom mellom veggene av brønnen og den ytre flate av rørstrengen plassert i brønnen. Sementblandingen blir gitt anledning til å stivne i ringrommet o danner derved en ringformet kappe av stivnet, hovedsakelig impermeabel sement der inne som i hovedsak støtter og posisjonerer rørstrengen i brønnen og binder den ytre flate av rørstrengen til veggene av brønnen. Hydrauliske sementblandinger blir også brukt ved utbedrende operasjoner så som plugging av høypermeable soner eller sprekker i brønner, tette igjen sprekker og hull i rørstrenger og lignende.
Stivningsforsinkede sementblandinger blir ofte brukt i tilfeller hvor en operatør finner det ønskelig å tilberede et volum av en sementblanding som forblir i pumpbar tilstand i en lengre tidsperiode (for eksempel omtrent to uker eller mer), og som kan bli selektivt aktivert til å stivne til en hard masse ved et ønsket tidspunkt. For eksempel i tilfeller hvor et stort volum av en sement blir benyttet (så som i offshore plattform "grouting"), er utstyret som kreves for blanding og pumping av de nødvendige, store volumer av sementblanding svært kostbart og kan være vanskelig å sette sammen på bruksstedet. Lagring av de nødvendige mengder av tørr sement forut for bruk kan være et annet problem. Som et annet eksempel kan bruk av en stivningsforsinket sementblanding være ønskelig i tilfeller hvor et relativt lite volum av sementblanding blir brukt, så som for et lite konstruksjonsarbeid eller for eksempel ved en plugging og "squeezing" operasjon som blir utført i petroleumsindustrien. I slike tilfeller kan kostnadene ved å transportere sementblandingen til et brukssted og til å blande og pumpe den på stedet, kan være uønsket høyt i forhold til utbyttet ved å utføre sementeringsoperasjonen. Stivningsforsinkede sementblandinger kan være nyttige i tilfeller som beskrevet ovenfor idet de kan bli tilberedt på et hensiktsmessig sted og deretter transportert til bruksstedet og lagret inntil det skal brukes. Ved ønsket tidspunkt blir den stivningsforsinkede sementblanding blandet med et stivningsforsinkende tilsetningsmiddel, den resulterende blanding kan så bli plassert på ønsket sted (for eksempel i en underjordisk formasjon) og gitt anledning til å stivne på nevnte sted. Ved enkelte sammensetninger har overskudd av stivningsaktiverende tilsetningsmiddel blitt injisert i de stivningsforsinkede sementblandinger og derved overaktivert sementblandingen, hvoretter en stivningsforsinker (retardator) er blitt tilsatt sementblandingen i et forsøk på å finregulere den endelige stivningstid for sementblandingen.
Operasjoner som innebærer konvensjonelle, stivningsforsinkede sementblandinger kan møte et antall problemer. For eksempel kan sementblandingen tykne eller gelere over tid og øke sementblandingens viskositet og derved forringe dens pumpbarhet.
Et annet problem er at aktiveringsprosessen kan bi svært komplisert som eksemplifisert ved operasjoner hvorved sementblandingens stivningstid blir først forsinket inntil kort tid før bruk hvoretter sementblandingen blir overaktivert og deretter igjen retardert.
Et annet problem som kan oppstå med konvensjonelle, stivningsforsinkede sementblandinger er at tilsetningen av det stivningsforsinkende middel kan bevirke for tidlig lokal stivning av sementen, for eksempel lokalisert til området inne i bulksementoppslemmingen hvor det stivningsaktiverende middel blir konsentrert og derved bevirke en for tidlig stivning av en del av bulksementen. Slik for tidlig lokal stivning av sementblandingen er mest tilbøyelig til å forekomme når sementblandingen er utilstrekkelig blandet. For tidlig lokal stivning av sementblandingen kan føre til pumpeproblemer (for eksempel kan stivnede sementpartikler skade pumpeblad), og kan også føre til problemer så som stivning av bulksementen mens den ennå er i lagertanker.
Et ytterligere problem forårsaket av konvensjonelle, stivningsforsinkede sementblandinger er at ytelsen til det stivningsaktiverende tilsetningsmiddel som benyttes for selektivt å aktivere sementblandingen, kan bli uforutsigbar. Dette kan føre til problemer så som for tidlig stivning av sementen før plassering (idet det aktiverende middel fører til en uventet sterk aktiveringseffekt) eller forsinket stivning av sementen etter plassering (idet det aktiverende middel fører til en uventet svak aktiveringseffekt). Begge deler er uønsket.
Generelt om oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse angår underjordiske operasjoner og mer spesifikt stivnbare fluider omfattende tilsetningsmidler for regulering av partikkelstørrelse samt fremgangsmåte for bruk av slike stivbare væsker.
Et eksempel på en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte ved sementering omfattende trinnene å tilveiebringe en sementblanding omfattende en hydraulisk sement, et stivningsforsinkende middel, og et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse, aktivere sementblandingen, plassere sementblandingen på et ønsket sted og gi sementblandingen anledning til å stivne på det aktuelle sted.
Et annet eksempel på en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for å bore i en underjordisk formasjon, omfattende det trinn å bore en brønn i en underjordisk formasjon med en borevæske omfattende en sement, et stivningsforsinkende tilsetningsmiddel og et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse.
Et annet eksempel på en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for bruk av en væske i en underjordisk formasjon omfattende det trinn å plassere en fortrengningsvæske omfattende en sement, et stivningsforsinkende tilsetningsmiddel, et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse og en aktivatorblanding i en brønn i en underjordisk formasjon for å fortrenge en andre væske fra formasjonen.
Et eksempel på en blanding ifølge foreliggende oppfinnelse er en stivnbar væske omfattende en hydraulisk sement, et stivningsforsinkende tilsetningsmiddel og et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse.
Et annet eksempel på en blanding ifølge foreliggende oppfinnelse er en aktivatorblanding for å aktivere en stivnbar væske omfattende en blanding av trietanolamin og et alkalimetallhydroksid.
Nok et eksempel på en blanding ifølge foreliggende oppfinnelse er et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse for å regulere partikkelstørrelsesfordelingen til en stivnbar væske til et ønsket område, idet tilsetningsmidlet for regulering av partikkelstørrelse omfatter en kanonisk polymer.
Trekkene og fordelene ved foreliggende oppfinnelse vil være åpenbare for en person med vanlig kunnskap på fagområdet som leser den etterfølgende beskrivelse av eksemplifiserende utførelsesformer.
Kort omtale av figurene
En mer fullstendig forståelse av oppfinnelsen og fordelene ved denne vil kunne oppnås ved å lese den følgende beskrivelse i støtte i de vedlagte tegninger, hvor: Figur 1 viser en grafisk representasjon av resultatene av en reologitest utført på eksemplifiserende utførelsesformer av en stivnbar væske ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 2 viser en grafisk representasjon av resultatene av partikkelstørrelsestest utført på et antall stivnbare væsker, inkludert eksemplifiserende utførelsesformer av den stivnbare væske ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 3 viser e grafisk representasjon av resultatene av en partikkelstørrelsestest utført på en rekke stivnbare væsker inkludert eksemplifiserende utførelsesformer av den stivnbare væske ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 4 viser e grafisk representasjon av resultatene av en partikkelstørrelsestest utført på en rekke stivnbare væsker inkludert eksemplifiserende utførelsesformer av den stivnbare væske ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 5 viser en grafisk representasjon av resultatet av en test av tykningstid utført på eksempliifserende utførelsesformer av den stivnbare væske ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 6 viser en grafisk representasjon av resultatene av tester på trykkfasthet utført på eksempliifserende utførelsesformer av den stivnbare væske ifølge foreliggende oppfinnelse.
Det kan gjøres mange forskjellige modifikasjoner og alternative former til de spesifikke eksempliifserende utførelsesformer som her er beskrevet og vist på tegninger. Det skal forstås at de spesifikke utførelsesformer ikke har til formål å definere eller begrense oppfinnelsen, som omfatter alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som faller innenfor ånden og rammen til oppfinnelsen som definert av de etterfølgende patentkrav.
Beskrivelse av eksemplifiserende utførelsesformer
Foreliggende oppfinnelse angår underjordiske operasjoner og mer spesifikt stivnbare væsker som omfatter tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse samt fremgangsmåte for bruk av slike stivnbare væsker.
De stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter generelt en sement, vann, et stivningsforsinkende tilsetningsmiddel og et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse. Eventuelt kan andre tilsetningsmidler egnet for bruk i en stivnbar væske bli tilsatt. Generelt har de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse en tetthet i området fra omtrent 0,5 til omtrent 3 kg/l.
Enhver sement som er egnet for bruk i underjordiske formasjoner, kan benyttes ved foreliggende oppfinnelse. Videre er enhver sement som er egnet for bruk i overflateapplikasjoner, for eksempel konstruksjonssementer, egnet for bruk ved foreliggende oppfinnelse. Ved visse eksemplifiserende utførelsesformer omfatter de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse en hydraulisk sement. En rekke hydrauliske sementer er egnet for bruk inkludert slike som inneholder kalsium, aluminium, silisium, oksygen og/ eller svovel, som stivner og blir harde gjennom reaksjon med vann. Slike hydrauliske sementer inkluderer, men er ikke begrenset til, Portland sement, puzzolane sementer, gipssementer, (høy) alumina sementer, silikasementer, (høy) alkalisementer.
Vannet til stede i de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse kan komme fra en hvilken som helst kilde under forutsetning av at det ikke inneholder overskudd av forbindelser som negativt påvirker andre forbindelser i de stivnbare væsker. For eksempel kan en stivnbar væske ifølge foreliggende oppfinnelse omfatte ferskvann, saltvann (det vil si vann inneholdende ett eller flere salter oppløst i vannet), lake (for eksempel mettet saltvann) eller sjøvann. Vannet kan være til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en pumpbar oppslemming. Generelt er vannet til stede i en mengde i området fra omtrent 25 til omtrent 150 vekt-% av sementen i blandingen ("bwoc"). Ved visse eksemplifiserende utførelsesformer er vannet til stede i de stivnbare væsker ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra omtrent 40 til omtrent 55 bwoc.
Tilsetningsmidlet for regulering av partikkelstørrelse i de stivnbare væsker ifølge oppfinnelsen kan være en hvilken som helst forbindelse som på ønsket måte påvirker partikkelstørrelsesfordelingen i de stivnbare væsker slik at reologien av de stivnbare væsker forblir hensiktsmessig stabil for en valgt tidsperiode. Blant andre fordeler kan tilsetningsmidlet for regulering av partikkelstørrelse i de stivnbare væsker ifølge oppfinnelsen utsette starten av geleringen for et ønsket tidsrom. I henhold til dette kan visse eksemplifiserende utførelsesformer av de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse være i stand til å forbli stabile i tilstand av en oppslemming i flere uker eller mer før de blir aktivert gjennom tilsetning av en aktivatorblanding. Blant andre fordeler fører nærværet av tilsetningsmidlet for regulering av partikkelstørrelse i de stivnbare væsker til at mindre partikler i de stivnbare væsker agglomererer, og derved snevrer inn fordelingsområdet av størrelsen på partikler i de stivnbare væsker. Ett eksempel på et egnet tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse er en kationisk polymer. Eksempler på kationiske polymerer egnet for bruk i foreliggende oppfinnelse inkluderer, men er ikke begrenset til, kationiske polyakrylamider, kationisk hydroksyetylcellulose, poly (dimetyldiallylammoniumklorid) og kationiske stivelser. Ved en eksemplifiserende utførelsesform er den kationiske polymer brukt i de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse en kationisk stivelse. Et kommersielt tilgjengelig eksempel på en kationisk stivelse er tilgjengelig under handelsnavnet "REDIBOND 5330 A," fra National Starch Co. I Bridgewater, Connecticut. Generelt er tilsetningsmidlet for regulering av partikkelstørrelse til stede i de stivnbare væsker til stede i en mengde tilstrekkelig til å regulere partikkelstørrelses-fordelingen av den stivnbare væske til et ønsket område. Mer spesifikt kan tilsetningsmidlet for regulering av partikkelstørrelse være til stede i de stivnbare væsker i en mengde i området fra omtrent 0,01 til omtrent 4 % bwoc.
De stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter videre et stivningsforsinkende tilsetningsmiddel. Generelt kan et hvilken som helst stivningsforsinkende tilsetningsmiddel bli benyttet til de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse. Ved visse eksemplifiserende utførelsesformer omfatter det stivningsforsinkende tilsetningsmiddel som benyttes ved foreliggende oppfinnelse fosfonsyrederivater så som de beskrevet i US patent nr. 4 676 832, de relevante av hvilke deler herved inkluderes gjennom henvisning. Kommersielt tilgjengelige eksempler på egnede stivningsforsinkende midler inkluderer slike som er tilgjengelige fra Monsanto Corporation fra St. Louis, Missouri under handelsnavnet "DEQUEST". Ved visse eksemplifiserende utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse blir et natriumsalt av en fosfonsyre kommersielt tilgjengelig fra Monsanto Corporation fra St. Louis under handelsnavnet "DEQUEST 2006" benyttet. Generelt er det stivningsforsinkende tilsetningsmiddel til stede i den stivnbare væske ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde i området fra omtrent 0,1 til omtrent 5 % bwoc.
Eventuelt kan de stivnbare væske ifølge foreliggende oppfinnelse også omfatte et middel for reduksjon av flytespenning. Bruk av slike flytespenningsreduserende midler er spesielt foretrukket i visse eksemplifiserende utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse hvor en stivnbar væske med økt tetthet blir benyttet.
Blant andre fordeler bedrer det flytespenning reduserende middel pumpbarheten av den tetthetsøkte, stivnbare væske bl. a. ved å redusere kraften som kreves for å bevege den tetthetsøkte, stivnbare væske fra en statisk tilstand. Mens foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til noen bestemt teori er det antatt at det flytespenningsreduserende middel blant annet øker frastøtingskraften mellom sementpartikler og hindrer dem derved fra å bevege seg inntil hverandre. Et eksempel på en egnet flytespenningsreduserende middel er et sulfonat melamin formaldehyd kondensat som er kommersielt tilgjengelig under handelsnavnet "MEADYNE" fra Handy Chemicals, Ltd. I Beachwood, Ohio. Et annet eksempel på en egnet flytespenning reduserende middel er et sulfitt addukt av et aceton formaldehyd kondensat, kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc. I Duncan, Oklahoma under handelsnavnet "CFR-3". Et annet eksempel på et egnet flytespenningsreduserende middel er et sulfonat naftalen kondensat, kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc. I Duncan, Oklahoma under handelsnavnet "CFR-6". En person med vanlig kunnskap på fagområdet vil med støtte i beskrivelsen være i stand til å identifisere et egnet flytespenningsreduserende middel for en spesifikk anvendelse.
Eventuelt kan de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse omfatte et ekspanderende tilsetningsmiddel. Det ekspanderende tilsetningsmiddel kan vøre en hvilken som helst komponent egnet til å innføre gass i den stivnbare væske. Når det ekspanderende tilsetningsmiddel er en gass, kan gassifisering av den stivnbare væske skje ved overflaten ved én foretrukket utførelsesform og den gassifiserte, stivnbare væske kan så bli innført i den underjordiske formasjon og gis anledning til å stivne der inne til en fleksibel seig og sterk gassifisert sementmasse. Alternativt kan den stivnbare væske bli gassifisert under eller etter at den er plassert i den underjordiske formasjon ved å inkludere et partikulært, ekspanderende tilsetningsmiddel i den stivnbare væske. Når et ekspanderende tilsetningsmiddel hvorav aluminiumpulver, gipsblandinger og dødbrent magnesiumoksid.
Foretrukne ekspanderende tilsetningsmidler omfattende aluminiumpulver er kommersielt tilgjengelige under handelsnavnene "GAS-CHEK" og "SUPER CBL" fra Halliburton Energy Services, Inc. i Duncan, Oklahoma, et foretrukket ekspanderende tilsetningsmiddel omfattende en blanding inneholdende gips er kommersielt tilgjengelig under handelsnavnet "MICROBOND" fra Halliburton Energy Services, Inc. I Duncan, Oklahoma og foretrukne ekspanderende tilsetningsmidler omfattende dødbrent magnesiumoksid er kommersielt tilgjengelige under handelsnavnene MICROBOND M og MICROBOND HT fra Halliburton Energy Services, Inc. i Duncan, Oklahoma. Slike foretrukne ekspanderende tilsetningsmidler er beskrevet i felleseide US patenter nr. 4 304 298; 4 340 427; 4 367 093; 4 450 010; og 4 565 578, som det herved vises til relevante deler av.
En person med vanlig kunnskap på fagområdet vil med støtte i denne beskrivelse være i stand til å bestemme den hensiktsmessige mengde av ekspanderende tilsetningsmiddel å inkludere i de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse for en gitt anvendelse.
Når de stivnbare væsker ifølge oppfinnelsen skal skummes (for eksempel for å redusere tettheten til de stivnbare væsker eller for å forbedre deres mekaniske egenskaper) blir de stivnbare væsker skummet i henhold til en eksempliifserende utførelsesform gjennom direkte tilsetning av ekspanderende tilsetningsmiddel til den stivnbare væske. For eksempel når den stivnbare væske blir skummet ved direkte injeksjon av gass inn i blandingen, kan gassensom benyttes være luft eller en hvilken som helst egnet, inert gass så som nitrogen eller til og med en blanding av slike gasser. Ved visse eksemplifiserende utførelsesformer blir nitrogen benyttet. Når skumming oppnås gjennom direkte injeksjon av gass, kan gassen være til stede i blandingen i en mengde tilstrekkelig til å skumme blandingen, generelt i en mengde i området fra omtrent 0,01 til omtrent 60 vol-% av blandingen. Ved en annen foretrukket utførelsesform blir de stivnbare væsker skummet med gass dannet ved reaksjon mellom sementoppslemmingen og et ekspanderende tilsetningsmiddel tilstede i den stivnbare væske i partikulær form. For eksempel kan blandingen bli skummet med hydrogengass dannet in situ som produktet at reaksjonen mellom oppslemmingen og fint aluminiumpulver til stede i den stivnbare væske. For å stabilisere skummet, kan overflateaktive midler eventuelt bli tilsatt til stivnbare væsker. Overflateaktive blandinger egnet for bruk med foreliggende oppfinnelse er beskrevet i US patent nr. 6 063 738 og 6 367 550, og det vises herved til de relevante deler av nevnte patenter.
Ytterligere tilsetningsmidler kan bli tilsatt til de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse i den grad det anses hensiktsmessig av en person med vanlig kunnskap på fagområdet som har lest denne beskrivelse. Eksempler på slike tilsetningsmidler inkluderer blant annet væsketapsreduserende midler, salter, vitrifisert skifer, flygeaske, fumet silika, bentonitt, vektøkende tilsetningsmidler med fast tetthet og lignende. Et eksempel på et egnet væsketapsreduserende tilsetningsmiddel er kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc. I Duncan, Oklahoma under handelsnavnet HALAD-9.
For å klargjøre de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse for bruk (for eksempel overflatebruk eller bruk i en underjordisk formasjon), kan en aktivatorblanding ifølge foreliggende oppfinnelse bli tilsatt. Aktivatorblandingen ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter generelt en blanding av minst ett alkali eller jordalkali metallhydroksid og et trietanolamin. Et bredt spekter av alkali eller jordalkali metallhydroksider er egnet for bruk i foreliggende oppfinnelse. Ved visse eksemplifiserende utførelsesformer er alkali eller jordalkali metallhydroksidet valgt fra gruppen bestående av natriumhydroksid og kaliumhydroksid. Et bredt spekter av trialkanolaminer er egnet for bruk ved foreliggende oppfinnelse. Ved visse eksempliifserende utførelsesformer er trialkanolaminet valgt fra gruppen bestående av trietanolamin (TEA), tripropanolamin og triisopropanolamin. Ved visse eksempliifserende utførelsesformer er trialkanolaminet trietanolamin.
Slikk kombinasjon har blitt funnet å tilveiebringe en synergistisk effekt og fører til at stivnbare væsker oppnår ønskelig høy trykkfasthet ved en høyere rate enn hva som ville bli oppnådd dersom TEA eller alkalimetallhydroksidet hadde blitt tilsatt individuelt. Ved visse eksempliifserende utførelsesformer er alkalimetallhydroksidet natriumhydroksid. Generelt kan aktivatorblandingen bli tilsatt til en stivnbar væske ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde tilstrekkelig til å gjøre det mulig å oppnå en ønsket trykkfasthet og en ønsket tykningstid. Mer spesifikt kan aktivatorblandingen bli tilsatt til den stivnbare væske i en mengde i området fra omtrent 0,1 til omtrent 5 % bwoc.
Generelt kan alkali- eller jordalkali metallhydroksidet være til stede i aktivatorblandingen i en mengde i området fra omtrent 50 til omtrent 99,9 vekt-%.
Generelt kan trialkanolaminet være til stede i aktivatorblandingen i en mengde i området fra omtrent 0,1 til omtrent 50 vekt-%.
Aktivatorblandingen kan bli tilsatt på en rekke måter. For eksempel kan aktivatorblandingen bli tilsatt til den stivnbare væske mens den sistnevnte fortsatt ligger lagret.
Ved visse andre eksemplifiserende utførelsesformer kan aktivatorblandingen bli injisert i den stivnbare væske på samme tid som den stivnbare væske blir injisert i den underjordiske formasjon. Blant andre fordeler ved å injisere aktivatorblandingen mens den stivnbare væske blir injisert i formasjonen, er at det kan bidra til å minimere utvikling av lokale området med høy aktivatorkonsentrasjon i den stivnbare væske.
Ved vise eksemplifiserende utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan den stivnbare væske være laget som en "tung" stivnbar væske (for eksempel formulert med betydelig høyere tetthet enn hva som er beregnet å være nødvendig for den aktuelle bruk) før tilsetning av aktivatorblandingen. Slik en "tung" stivnbar væske kan bli tilveiebrakt på en rekke måter så som ved tilsetning av høytetthetspartikler eller ved å sette sammen den stivnbare væske med mindre vann enn hva som er nødvendig for den aktuelle bruk. Blant andre fordeler kan bruk av en stivnbar væske med økt tetthet muliggjøre tilsetning av en aktivatorblanding i form av en fortynnet løsning. For eksempel hvis en stivnbar væske har behov for en tetthet på 1,97 kg/l, kan en tung stivnbar væske med en tetthet på for eksempel 2,04 kg/l bli tilveiebrakt med en aktivatorblanding fortynnet med tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming med tetthet på 1,97 kg/l.
Blant andre fordeler kan tilsetning av aktivatorblandingen som en fortynnet løsning til en tung (tetthetsøkt) stivnbar væske minimere faren for å utvikle lokale soner med overskudd av aktivatorkonsentrasjon som følge av utilstrekkelig blanding.
Ved en utførelsesform av fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse kan de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse bli benyttet som borevæske. En borevæske ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en sement, e stivningsforsinkende middel og et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse kan bli benyttet til å bore i en underjordisk formasjon, for eksempel ved å sirkulere borevæsken i kontakt med en borkrone og en underjordisk formasjon mens man borer en brønn. Ved en eksemplifiserende utførelsesform blir borevæsken benyttet til å bore en brønn i en underjordisk formasjon hvoretter et foringsrør blir plassert i brønnen. Ved denne eksemplifiserende utførelsesform blir så e aktivatorblanding ifølge foreliggende oppfinnelse blandet med borevæsken og borevæsken blir gitt anledning til å stivne bak foringsrøret. I henhold til dette omfatter en eksemplifiserende fremgangsmåte av oppfinnelsen det trinn å bore en brønn i en underjordisk formasjon ved bruk av en borevæske omfattende sement, et stivningsforsinkende middel og et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse. Ytterligere trinn inkluderer, men er ikke begrenset til, å plassere en streng av foringsrør inne i brønnen, blande en aktivatorblanding ifølge foreliggende oppfinnelse med borevæsken og tillate borevæsken å stivne bak strengen av foringsrør.
I henhold til en annen utførelsesform kan de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse bli benyttet som en fortrengningsvæske. For eksempel kan en fortrengningsvæske ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende en sement, et stivningsforsinkende middel, et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse og en aktivatorblanding ifølge foreliggende oppfinnelse, bli plassert i en brønn som er blitt boret (med en borevæske) i en underjordisk formasjon for delvis eller helt å fortrenge borevæsken fra brønnen. Generelt, etter at fortrengningsvæsken er blitt plassert i brønnen, blir en sementblanding plassert i brønnen for delvis eller helt å fortrenge fortrengningsvæsken fra brønnen. Enhver del av fortrengningsvæsken som ikke blir fortrengt av sementblandingen og som utilsiktet blir tilbake i brønnen, vil utvikle tilstrekkelig trykkfasthet slik at den negativt påvirker integriteten tilden resulterende sementkappe. En person med vanlig kunnskap på fagområdet vil med støtte i foreliggende beskrivelse være i stand til å bestemme den hensiktsmessige balanse mellom stivningsforsinkende middel og aktivatorblanding slik at ikke fortrengningsvæsken ikke stivner innen en ønsket tidsperiode, men vil deretter utvikle trykkfasthet.
I henhold til dette omfatter en eksemplifiserende utførelsesform av fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse trinnene å plassere en fortrengningsvæske omfattende en sement, et stivningsforsinkende middel, et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse samt en aktivatorblanding i en brønn i en underjordisk formasjon for å fortrenge en andre væske fra brønnen. Ytterligere trinn inkluderer, men er ikke begrenset til, å plassere et foringsrør i brønnen, å plassere en sementblanding i brønnen for å fortrenge i det minste en del av fortrengningsvæsken fra brønnen, å gi sementblandingen anledning til å stivne i brønnen og tillate en eventuell ikke fortrengt del av fortrengningsvæsken å stivne i brønnen.
Et annet eksempel på en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for å sementere omfattende trinnene å tilveiebringe en sementblanding omfattende en hydraulisk sementblanding, et stivningsforsinkende middel og et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse, aktivere sementblandingen, plassere sementblandingen på et ønsket sted og gi sementblandingen anledning til å stivne på stedet. Ytterligere trinn inkluderer, men er ikke begrenset til, å tillate sementblandingen å forbli i tilstand av en oppslemming i minst to uker før den blir aktivert og tillate sementblandingen å forbli i en tilstand av en oppslemming i mer enn to uker før den blir aktivert.
De følgende eksempler av eksemplifiserende utførelsesformer er gitt for å støtte en bedre forståelse av foreliggende oppfinnelse. Eksemplene skal på ingen måte tolkes til å begrense oppfinnelsens r ammer amme.
Eksempler
Tilberedning av sementoppslemmingen, tykningstid, innhold av fritt vann og trykkfastheter i eksemplene ble målt i henhold til API spesifikasjon 10A, 3 ed., april 2002.
Eksempel 1
Prøveblanding nr. 1 omfattet klasse H sement som ble tilsatt 34,52 % vann bwoc og 0,933% DEQUEST2006 bwoc. Innen fire dager hadde viskositeten til prøveblanding nr. 1 økt i en slik grad at den ikke lenger kunne bli pumpet.
Eksempel 2
Prøveblanding nr. 2 omfatter klasse H sement som ble tilsatt 34,52 % vann bwoc. Deretter ble 0,267 % bwoc HALAD 9 tilsatt sammen med 0,098 % bwoc CFR-6, 0,233 % bwoc REDIBOND 5330A og 0,933 % bwoc DEQUEST 2006. Tettheten av prøveblanding nr. 2 ble målt til 2,04 kg/l.
Reologien til prøveblanding nr. 2 ble målt med et Fann 35 reometer viskosimeter. Resultatene er vist i tabellen nedenfor så vel som i figur 1.
På dag nr. 13 ble prøven for tykk til at viskositet kunne bli testet.
Eksemplene ovenfor viser blant annet at de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse kan opprettholde reologiske egenskaper under en lagringsperiode på minst omtrent to uker.
Eksempel 3
To prøver av stivnbare væsker ble tilberedt omfattende klasse H sement og vann slik at tettheten av hver prøve var 1,98 kg/l. Et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse ble tilsatt til en av prøvene av stivnbar væske (prøveblanding nr. 4). Partikkelstørrelsesfordelingen av hver av prøveblandingene ble målt i henhold til følgende prosedyre. Først ble sement tilsatt en sirkulerende strøm av vann, ved hvilket punkt partikkelstørrelsesfordelingen av blandingen ble målt.
For prøveblanding nr. 4 ble en kjent mengde av tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse tilsatt til den sirkulerende strøm og partikkelstørrelsesfordelingen ble målt igjen. Ytterligere mengder av tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse ble tilsatt og ytterligere målinger av partikkelstørrelsesfordeling ble gjort inntil det ikke lenger ble observert noen endring.
Parakkelstørrelsen i prøvene av stivnbare væsker ble målt med et Malvern partikkelstørrelses-analysator tilgjengelig fra Malvern Instruments Ltd. fra Worcestershire, UK. For en gitt partikkelstørrelse identifiserer partikkelstørrelsesanalysatoren volumprosentandelen av partikler i prøven som er mindre enn den partikkelstørrelsen. Parukkelstørrelsesanalysatoren tilveiebringer også en median partikkelstørrelse. En annen parameter rapportert av partikkelstørrelsesanalysatoren er "spennet", som beskriver bredden av fordelingen uavhengig av den mediane partikkelstørrelse. Partikkelstørrelsesfordelingen rapporterer også "uniformiteten" av partikkelstørrelsesfordelingen som er et mål på det absolutte avvik fra den mediane partikkelstørrelse og som også er uavhengig av den mediane partikkelstørrelse. Jo mindre verdi rapportert for uniformiteten jo mindre avvik fra den mediane partikkelstørrelse og desto mer uniform er den stivnbare væske.
Prøveblanding nr. 3 inneholdt ikke noe ytterligere tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse.
Prøveblanding nr. 4, en stivnbar væske ifølge foreliggende oppfinnelse, inneholdt videre 0,233% bwoc med REDIBOND 5330 A.
Resultatene av testene av partikkelstørrelsesfordeling er vist i tabellene 3, 4, 5 og 6 nedenfor samt i figurene 2, 3 og 4.
Eksemplene ovenfor illustrerer blant annet at de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende et tilsetningsmiddel for regulering av partikkelstørrelse, oppviser forbedret uniformitet og homogenitet når det gjelder partikkelstørrelsesfordeling.
Eksempel 4
Prøveblanding nr. 5 omfattet klasse G sement som ble tilsatt 40,00 % vann bwoc. Deretter ble 0,267 % bwoc HALAD-9 tilsatt sammen med 0,098 % bwoc CFR-6, 0,233 % bwoc REDIBOND 5330 A og 0,933 % bwoc DEQUEST 2006. Tettheten av prøveblanding nr. 5 ble målt til 1,96 kg/l.
Reologien til prøveblanding nr. 5 ble malt med et Fann 35 reometer. Resultatene er vist i tabellen nedenfor.
Eksemplene ovenfor viser blant annet at de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende klasse G sement i hovedsak opprettholder deres opprinnelige reologiske egenskaper i minst to uker.
Eksempel 5
Prøveblanding nr. 6 omfattet klasse A sement som ble tilsatt 42,00 % vann bwoc. Deretter ble det tilsatt 0,534 % bwoc HALAD-9 sammen med 0,098 % bwoc CFR-6, 0,233 % bwoc REDIBOND 5330 A og 0,933 % bwoc DEQUEST 2006. Tettheten av prøveblanding nr. 6 ble målt til 1,92 kg/l.
Reologien til prøveblanding nr. 6 ble målt med et Fann 35 viskosimeter. Resultatene er vist i
tabellen nedenfor.
Eksemplet ovenfor viser blant annet at de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende klasse A sement kan opprettholde deres reologiske egenskaper i det miste i omtrent to uker.
Eksempel 6
Prøveblanding nr. 7 hadde en blanding identisk med prøveblanding nr. 2 bortsett fra at DEQUEST 2006 var erstattet med en molarekvivalent av DEQUEST 2000.
Reologien av prøveblanding nr. 7 ble måt med et Fann 35 viskosimeter. Resultatene er vist i
tabellen nedenfor.
På dag 12 var prøveblanding nr. 7 for tykk til at viskositeten kunne bli målt.
Eksemplet ovenfor viser blant annet at de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse omfattende DEQUEST 2000 kan opprettholde deres reologiske egenskaper i minst omtrent to uker.
Eksempel 7
Prøveblanding nr. 8 omfattet klasse H sement som ble tilsatt 34,52 % vann bwoc, 0,267 % bwoc HALAD-9, 0,098 % bwoc CFR-6, 0,233 % bwoc REDIBOND 5330 A og 0,933 % bwoc DEQUEST 2000. Tettheten av prøveblanding nr. 6 ble målt til 2,01 kg/l.
Reologien og innhold av fritt vann i oppslemmingen ble målt ved de angitte tidsintervaller i tabell 10. Dessuten ble en sammensetning av oppslemmingen aktivert ved de tidsintervaller som er rapportert i tabell 10 og stivningstidene ble målt. Aktivatorblandingen omfattet 3,78 % vann bwoc, 0,07 % TEA bwoc og 0,75 % bwoc natriumhydroksid. Tettheten av prøveblanding nr. 8 etter injeksjon av aktivatorblandingen ble målt til 1,98 kg/l. Resultatene e vist i tabellen nedenfor.
Eksemplet ovenfor viser blant annet at de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse kan bli tatt fra lager på et hvilket som helst tidspunkt innen omtrent to uer eller mer etter deres initielle tilberedning, bli aktivert med en aktivatorblanding ifølge foreliggende oppfinnelse for å bli benyttet til en gitt anvendelse. Lagringstiden viste seg å ikke vesentlig påvirke egenskapene til den stivnede sementen eller andre egenskaper.
På dag 4 ble tettheten av en stivnet sammensetning av prøveblanding nr. 8 målt ved toppen, midten og bunnen ved mekanisk å skille prøveblandingen i øvre, midtre og nedre deler samt å måle tettheten av hver del. Den øvre stivnede tetthet ble målt til 2,03 kg/l. Den midtre stivnede tetthet ble målt til 2,05 kg/l. Den nedre stivnede tetthet ble målt til 2,07 kg/l. Dette viser blant annet at oppslemmingens suspensjonsparametere av de stivnbare væsker ifølge foreliggende oppfinnelse er hovedsakelig uniforme med et minimum av utfelling.
Eksempel 8
Prøver av stivnbare væsker ble tilberedt, hver med en sammensetning identisk med prøveblanding nr. 2 bortsett fra at de hadde forskjellige kombinasjoner av forskjellige aktivatorer.
Prøveblanding nr. 9 inneholdt ikke en aktivator.
Prøveblanding nr. 10 omfattet 0,5 % bwoc TEA.
Prøveblanding nr. 11 omfattet 0,75 % bwoc natriumhydroksid.
Prøveblanding nr. 12 omfattet 0,75 % bwoc natrium hydroksid og 2 % bwoc kalsiumklorid.
Prøveblanding nr. 13. inneholdt 0,5 % bwoc TEA og 0,75 % bwoc natriumhydroksid, en aktivatorblanding ifølge foreliggende oppfinnelse.
Resultatene av testene er vist i tabellen nedenfor.
Eksemplet ovenfor viser blant annet den mulige effekt av å kombinere et alkalimetallhydroksid og TEA i aktivatorblandingen ifølge foreliggende oppfinnelse.
Eksempel 9
Prøver av stivnbare væsker ble tilberedt med en sammensetning identisk til den av prøveblanding nr. 2, videre inneholdende 0,07 % bwoc TEA og forskjellige mengder av natriumhydroksid for å bestemme virkningen natriumhydroksid har på tykningstid og utvikling av trykkfasthet.
Prøveblanding nr. 14 omfattet 0,11 % bwoc natriumhydroksid.
Prøveblanding nr. 15 omfattet 0,75 % bwoc natriumhydroksid.
Prøveblanding nr. 16 omfattet 1,0 % bwoc natriumhydroksid.
Resultatene av testene er vist i tabellen nedenfor så vel som i figurene 5 og 6.
Som det kan ses, spesielt med henvisning til figurene 4 og 5, bevirker nærværet av natriumhydroksid i aktivatorblandingen ifølge foreliggende oppfinnelse en hovedsakelig lineær effekt på tykningstid og utvikling av trykkfasthet.
Foreliggende oppfinnelse er således vel tilpasset til å oppnå og utføre de mål, formål og fordeler som er nevnt ovenfor så vel som andre iboende fordeler. Mens oppfinnelsen er blitt vist, beskrevet og definert med henvisning til eksemplifiserende utførelsesform av oppfinnelsen, innebærer slike henvisninger ikke noen begrensning av oppfinnelsen. Oppfinnelsen kan gjøres til gjenstand for betydelige modifikasjoner, endringer og ekvivalente løsninger i form og funksjon som vil være åpenbare for en person med vanlig kunnskap på fagområdet som leser den foreliggende beskrivelse.
De viste og beskrevne utførelsesformer av oppfinnelsen er kun eksemplifiserende og ikke uttømmende for oppfinnelsen so kun er begrenset til ånden og rammen av de etterfølgende patentkrav som gir full anerkjennelse til ekvivalente i ethvert henseende.
Claims (6)
1. Aktivatorblanding for aktivering av en stivnbar væske,karakterisert vedå omfatte en blanding av trialkanolamin og et alkali eller jordalkali metallhydroksid.
2. Aktivatorblanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat trialkanolaminet er valgt fra gruppen bestående av trietanolamin, tripropanolamin og triisopropanolamin.
3. Aktivatorblanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat alkali- eller jordalkali metallhydroksidet er valgt fra gruppen bestående av natriumhydroksid og kaliumhydroksid.
4. Aktivatorblanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat trialkanolaminet er til stede i en mengde i området fra omtrent 0,1 til omtrent 50 vekt-%.
5. Aktivatorblanding i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat alkalimetallhydroksidet er til stede i en mengde i området fra omtrent 50 til omtrent 99,9 vekt-%.
6. Aktivatorblanding i samsvar med patentkrav 3,karakterisert vedat alkalimetallhydroksidet er natriumhydroksid.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/759,678 US20050155763A1 (en) | 2004-01-16 | 2004-01-16 | Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use |
| PCT/GB2004/005311 WO2005068776A2 (en) | 2004-01-16 | 2004-12-17 | Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20141321A1 true NO20141321A1 (no) | 2014-11-06 |
Family
ID=34749742
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20062851A NO20062851L (no) | 2004-01-16 | 2006-06-19 | Stivnbare vaesker omfattende midler for regulering av partikkelstorrelsesfordeling, samt fremgangsmate ved bruk av slike vaesker |
| NO20141321A NO20141321A1 (no) | 2004-01-16 | 2014-11-06 | Aktivatorblanding for aktivering av en stivnbar væske |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20062851A NO20062851L (no) | 2004-01-16 | 2006-06-19 | Stivnbare vaesker omfattende midler for regulering av partikkelstorrelsesfordeling, samt fremgangsmate ved bruk av slike vaesker |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US20050155763A1 (no) |
| AR (1) | AR047636A1 (no) |
| AU (1) | AU2004313746B2 (no) |
| CA (1) | CA2552575C (no) |
| GB (2) | GB2442880B (no) |
| NO (2) | NO20062851L (no) |
| WO (1) | WO2005068776A2 (no) |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050155763A1 (en) * | 2004-01-16 | 2005-07-21 | Reddy B. R. | Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use |
| US20060272819A1 (en) * | 2004-01-16 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents, and associated methods |
| US7059408B2 (en) * | 2004-07-08 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the impact of a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent on a cement slurry |
| WO2007116196A1 (en) * | 2006-04-11 | 2007-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable drilling fluids comprising cement kiln dust and methods of using them |
| US7878245B2 (en) | 2007-10-10 | 2011-02-01 | Halliburton Energy Services Inc. | Cement compositions comprising a high-density particulate elastomer and associated methods |
| US7740070B2 (en) | 2008-06-16 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a density segregation inhibiting composite and methods of making and using same |
| US8287640B2 (en) * | 2008-09-29 | 2012-10-16 | Clearwater International, Llc | Stable foamed cement slurry compositions and methods for making and using same |
| US7854262B2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sorel cement compositions, amine phosphono retarders, and associated methods |
| AT511689B1 (de) * | 2011-07-08 | 2016-05-15 | Holcim Technology Ltd | Hydraulisches bindemittel |
| CN102618232B (zh) * | 2012-03-09 | 2014-01-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于缝洞型油藏的堵剂 |
| CN104099071A (zh) * | 2013-04-03 | 2014-10-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井固井膨胀水泥浆及其制备方法 |
| US9384227B1 (en) * | 2013-06-04 | 2016-07-05 | Amazon Technologies, Inc. | Database system providing skew metrics across a key space |
| US9359254B2 (en) | 2013-11-12 | 2016-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore cement compositions and wellbore cementing methods |
| US10655047B2 (en) | 2015-07-07 | 2020-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plugging and abandoning a well using extended-life cement compositions |
| CN105645815B (zh) * | 2015-12-31 | 2018-07-13 | 马鞍山清净环保科技有限公司 | 一种垃圾焚烧飞灰的处理方法及应用 |
| CN105645814B (zh) * | 2015-12-31 | 2018-07-17 | 堡森（上海）环境工程有限公司 | 一种固化剂及其制备方法 |
| US10683724B2 (en) | 2017-09-11 | 2020-06-16 | Saudi Arabian Oil Company | Curing a lost circulation zone in a wellbore |
| US10822916B2 (en) | 2018-02-14 | 2020-11-03 | Saudi Arabian Oil Company | Curing a lost circulation zone in a wellbore |
| CN110040999A (zh) * | 2019-05-13 | 2019-07-23 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 一种提高已复配完成的水泥浆密度的方法 |
| US11118417B1 (en) | 2020-03-11 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation balloon |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS62100466A (ja) * | 1985-10-28 | 1987-05-09 | シ−カ ア−ゲ− | モルタル・コンクリ−ト用混和剤 |
| WO2003106375A1 (en) * | 2002-06-17 | 2003-12-24 | Construction Research & Technology Gmbh | Accelerator admixture |
Family Cites Families (93)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3132693A (en) * | 1961-12-26 | 1964-05-12 | Weisend Charles Frederick | Composition comprising hydroxyethyl cellulose, polyvinylpyrrolidone and organic sulfonate, cement slurry prepared therefrom and method of cementing wells therewith |
| US3359225A (en) * | 1963-08-26 | 1967-12-19 | Charles F Weisend | Cement additives containing polyvinylpyrrolidone and a condensate of sodium naphthalene sulfonate with formaldehyde |
| US3508407A (en) * | 1968-03-04 | 1970-04-28 | American Cyanamid Co | Mine backfill process |
| US3959003A (en) * | 1972-04-10 | 1976-05-25 | Halliburton Company | Thixotropic cementing compositions |
| US4131480A (en) * | 1977-03-16 | 1978-12-26 | Fosroc Holdings (U.K.) Limited | Pumpable cementitious compositions |
| US4231882A (en) * | 1978-10-20 | 1980-11-04 | Halliburton Company | Treating subterranean well formations |
| US4215001A (en) * | 1978-10-20 | 1980-07-29 | Halliburton Company | Methods of treating subterranean well formations |
| US4304298A (en) * | 1979-05-10 | 1981-12-08 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| US4340427A (en) * | 1979-05-10 | 1982-07-20 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| US4393939A (en) | 1981-04-20 | 1983-07-19 | Halliburton Services | Clay stabilization during oil and gas well cementing operations |
| US4367093A (en) * | 1981-07-10 | 1983-01-04 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| US4495228A (en) * | 1981-08-19 | 1985-01-22 | Cornwell Charles E | Hydraulic cement composition and method for use as protective coating for substrates |
| US4450009A (en) * | 1983-04-29 | 1984-05-22 | Halliburton Company | Method of preparing a light weight cement composition from sea water |
| US4450010A (en) * | 1983-04-29 | 1984-05-22 | Halliburton Company | Well cementing process and gasified cements useful therein |
| US4461644A (en) * | 1983-04-29 | 1984-07-24 | Halliburton Company | Light weight composition and a method of sealing a subterranean formation |
| US4515216A (en) * | 1983-10-11 | 1985-05-07 | Halliburton Company | Method of using thixotropic cements for combating lost circulation problems |
| DE3344291A1 (de) * | 1983-12-07 | 1985-06-13 | Skw Trostberg Ag, 8223 Trostberg | Dispergiermittel fuer salzhaltige systeme |
| US4626285A (en) * | 1984-09-19 | 1986-12-02 | Exxon Research And Engineering Company | Fluid loss control in oil field cements |
| US4676832A (en) * | 1984-10-26 | 1987-06-30 | Halliburton Company | Set delayed cement compositions and methods of using the same |
| US4565578A (en) * | 1985-02-26 | 1986-01-21 | Halliburton Company | Gas generation retarded aluminum powder for oil field cements |
| US4584327A (en) * | 1985-05-24 | 1986-04-22 | Halliburton Company | Environmentally compatable high density drilling mud, cement composition or blow-out fluid |
| US4764019A (en) * | 1987-09-01 | 1988-08-16 | Hughes Tool Company | Method and apparatus for mixing dry particulate material with a liquid |
| US5198070A (en) * | 1988-04-28 | 1993-03-30 | Jones Barbara L | Joining diamond bodies |
| SE462948B (sv) * | 1988-12-06 | 1990-09-24 | Moelnlycke Ab | Absorptionskropp uppvisande mot mittpartiet kontinuerligt oekande komprineringsgrad samt saett foer dess framstaellning |
| US5112603A (en) * | 1988-12-30 | 1992-05-12 | Miranol Inc. | Thickening agents for aqueous systems |
| US5016711A (en) * | 1989-02-24 | 1991-05-21 | Shell Oil Company | Cement sealing |
| US5275654A (en) * | 1989-02-24 | 1994-01-04 | Shell Oil Corporation | Cement sealing |
| US5624182A (en) * | 1989-08-02 | 1997-04-29 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Automatic cementing system with improved density control |
| US5281023A (en) * | 1989-08-02 | 1994-01-25 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Method and apparatus for automatically controlling a well fracturing operation |
| US5503473A (en) | 1989-08-02 | 1996-04-02 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Automatic cementing system for precisely obtaining a desired cement density |
| US5775803A (en) * | 1989-08-02 | 1998-07-07 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Automatic cementing system with improved density control |
| US5263541A (en) * | 1989-11-01 | 1993-11-23 | Barthorpe Richard T | Inhibition of scale growth utilizing a dual polymer composition |
| US5298070A (en) * | 1990-11-09 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Cement fluid loss reduction |
| US5123487A (en) * | 1991-01-08 | 1992-06-23 | Halliburton Services | Repairing leaks in casings |
| US5238064A (en) * | 1991-01-08 | 1993-08-24 | Halliburton Company | Squeeze cementing |
| US5125455A (en) * | 1991-01-08 | 1992-06-30 | Halliburton Services | Primary cementing |
| US5127473A (en) * | 1991-01-08 | 1992-07-07 | Halliburton Services | Repair of microannuli and cement sheath |
| US5121795A (en) * | 1991-01-08 | 1992-06-16 | Halliburton Company | Squeeze cementing |
| US5151203A (en) * | 1991-06-21 | 1992-09-29 | Halliburton Company | Composition and method for cementing a well |
| US5263542A (en) * | 1992-05-27 | 1993-11-23 | Halliburton Company | Set retarded ultra fine cement compositions and methods |
| US5325922A (en) * | 1992-10-22 | 1994-07-05 | Shell Oil Company | Restoring lost circulation |
| US5327968A (en) * | 1992-12-30 | 1994-07-12 | Halliburton Company | Utilizing drilling fluid in well cementing operations |
| US5383521A (en) * | 1993-04-01 | 1995-01-24 | Halliburton Company | Fly ash cementing compositions and methods |
| US5355954A (en) * | 1993-11-02 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Utilizing drilling fluid in well cementing operations |
| US5339903A (en) * | 1993-11-12 | 1994-08-23 | Halliburton Company | Method for control of gas migration in well cementing |
| US5447197A (en) * | 1994-01-25 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
| JP3218139B2 (ja) * | 1994-02-28 | 2001-10-15 | タイコエレクトロニクスアンプ株式会社 | コネクタ |
| US5421409A (en) * | 1994-03-30 | 1995-06-06 | Bj Services Company | Slag-based well cementing compositions and methods |
| US5458195A (en) * | 1994-09-28 | 1995-10-17 | Halliburton Company | Cementitious compositions and methods |
| US5501277A (en) * | 1995-03-06 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Combating lost circulation during the drilling of wells |
| US5588488A (en) * | 1995-08-22 | 1996-12-31 | Halliburton Company | Cementing multi-lateral wells |
| US5711383A (en) * | 1996-04-19 | 1998-01-27 | Halliburton Company | Cementitious well drilling fluids and methods |
| US5672203A (en) * | 1996-08-07 | 1997-09-30 | Halliburton Company | Set retarded cementing compositions and methods |
| US5834533A (en) * | 1996-11-20 | 1998-11-10 | Phillips Petroleum Company | Stable liquid suspension compositions |
| US5782972A (en) * | 1997-03-21 | 1998-07-21 | W.R. Grace & Co.-Conn. | Additive for production of highly workable mortar cement |
| US5749418A (en) * | 1997-04-14 | 1998-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementitious compositions and methods for use in subterranean wells |
| US5968255A (en) * | 1997-04-14 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Universal well cement additives and methods |
| DE19729305C2 (de) | 1997-07-09 | 2000-07-06 | Aventis Res & Tech Gmbh & Co | Thermoplastische Mischung auf Basis von Stärke enthaltend mindestens eine kationische und mindestens eine anionische Stärke, Verfahren zu ihrer Herstellung sowie Verwendung |
| US5900053A (en) * | 1997-08-15 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Light weight high temperature well cement compositions and methods |
| AU738096B2 (en) * | 1997-08-15 | 2001-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Light weight high temperature well cement compositions and methods |
| US6796378B2 (en) * | 1997-08-15 | 2004-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing high temperature wells and cement compositions therefor |
| US6089318A (en) * | 1997-11-05 | 2000-07-18 | Fritz Industries, Inc. | Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing |
| US6230804B1 (en) * | 1997-12-19 | 2001-05-15 | Bj Services Company | Stress resistant cement compositions and methods for using same |
| US6087418A (en) * | 1998-01-22 | 2000-07-11 | Nippon Shokubai Co., Ltd. | Cement admixture and cement composition |
| FR2775684B1 (fr) * | 1998-03-04 | 2000-05-19 | Schlumberger Cie Dowell | Systemes retardateurs et application de ces systemes a des coulis de cimentation des puits petroliers ou analogues |
| FR2778402B1 (fr) * | 1998-05-11 | 2000-07-21 | Schlumberger Cie Dowell | Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues |
| US6173778B1 (en) * | 1998-05-27 | 2001-01-16 | Bj Services Company | Storable liquid systems for use in cementing oil and gas wells |
| CN1067663C (zh) | 1998-06-12 | 2001-06-27 | 武汉水利电力大学 | 一种土壤固化剂 |
| CN1073139C (zh) | 1998-10-05 | 2001-10-17 | 李大石 | 一种石油降粘剂 |
| US6153005A (en) * | 1999-04-16 | 2000-11-28 | Charles D. Welker | Foamed concrete composition and process |
| US6063738A (en) * | 1999-04-19 | 2000-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
| DE19952371C1 (de) * | 1999-10-30 | 2001-04-12 | Autoliv Dev | Gurtaufroller mit umschaltbarer Federanordnung |
| US6138759A (en) * | 1999-12-16 | 2000-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting fluid compositions and methods |
| CN1258763A (zh) | 1999-12-30 | 2000-07-05 | 上海交通大学 | 碱性镀液电镀锌－镍合金工艺 |
| US6228832B1 (en) * | 2000-03-29 | 2001-05-08 | Colgate-Palmolive Co. | Microemulsion cleaning compositions |
| US6402832B1 (en) * | 2000-05-15 | 2002-06-11 | Fleetwood Enterprise, Inc. A Delaware Corporation | Wallboard joint compound |
| US6457523B1 (en) * | 2000-07-07 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed thixotropic cement compositions and methods |
| US6716282B2 (en) * | 2000-07-26 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
| 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 |
| US6668929B2 (en) * | 2000-07-26 | 2003-12-30 | 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 |
| US6494263B2 (en) * | 2000-08-01 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling and servicing fluids and methods of removing filter cake deposited thereby |
| US6367550B1 (en) * | 2000-10-25 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Service, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
| US6491421B2 (en) * | 2000-11-29 | 2002-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid mixing system |
| EP1243253A1 (fr) | 2001-03-23 | 2002-09-25 | L'oreal | Composition contenant des fibres et des stéroides |
| US6767867B2 (en) * | 2001-04-16 | 2004-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores |
| US6497283B1 (en) * | 2001-11-19 | 2002-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cement additives, compositions and methods |
| CN1212120C (zh) | 2002-05-30 | 2005-07-27 | 闫世梅 | 一种治疗创伤的膏剂组方 |
| CN1186286C (zh) | 2002-06-06 | 2005-01-26 | 山东鲁阳股份有限公司 | 陶瓷纤维保温板及其制法 |
| US6702044B2 (en) * | 2002-06-13 | 2004-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling |
| US6832652B1 (en) * | 2003-08-22 | 2004-12-21 | Bj Services Company | Ultra low density cementitious slurries for use in cementing of oil and gas wells |
| US20050155763A1 (en) * | 2004-01-16 | 2005-07-21 | Reddy B. R. | Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use |
| US20060272819A1 (en) * | 2004-01-16 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents, and associated methods |
-
2004
- 2004-01-16 US US10/759,678 patent/US20050155763A1/en not_active Abandoned
- 2004-09-22 US US10/946,671 patent/US7328756B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-17 GB GB0720363A patent/GB2442880B/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-17 AU AU2004313746A patent/AU2004313746B2/en not_active Ceased
- 2004-12-17 CA CA 2552575 patent/CA2552575C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-12-17 WO PCT/GB2004/005311 patent/WO2005068776A2/en active Application Filing
- 2004-12-17 GB GB0611771A patent/GB2423985B/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-01-13 AR ARP050100119 patent/AR047636A1/es unknown
-
2006
- 2006-06-19 NO NO20062851A patent/NO20062851L/no not_active Application Discontinuation
-
2007
- 2007-10-05 US US11/867,952 patent/US20080023200A1/en not_active Abandoned
-
2014
- 2014-11-06 NO NO20141321A patent/NO20141321A1/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS62100466A (ja) * | 1985-10-28 | 1987-05-09 | シ−カ ア−ゲ− | モルタル・コンクリ−ト用混和剤 |
| WO2003106375A1 (en) * | 2002-06-17 | 2003-12-24 | Construction Research & Technology Gmbh | Accelerator admixture |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2005068776A3 (en) | 2005-11-24 |
| AU2004313746B2 (en) | 2010-06-03 |
| US7328756B2 (en) | 2008-02-12 |
| WO2005068776A2 (en) | 2005-07-28 |
| GB2442880A8 (en) | 2008-05-06 |
| AR047636A1 (es) | 2006-02-01 |
| GB0611771D0 (en) | 2006-07-26 |
| GB2423985B (en) | 2008-06-18 |
| US20050155795A1 (en) | 2005-07-21 |
| NO20062851L (no) | 2006-10-16 |
| US20080023200A1 (en) | 2008-01-31 |
| AU2004313746A1 (en) | 2005-07-28 |
| CA2552575A1 (en) | 2005-07-28 |
| GB2442880A (en) | 2008-04-16 |
| GB0720363D0 (en) | 2007-11-28 |
| CA2552575C (en) | 2009-10-27 |
| GB2423985A (en) | 2006-09-13 |
| US20050155763A1 (en) | 2005-07-21 |
| GB2442880B (en) | 2008-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20141321A1 (no) | Aktivatorblanding for aktivering av en stivnbar væske | |
| EP1213270B1 (en) | Well cement fluid loss control additive | |
| US7445670B2 (en) | Foamed cement compositions and associated methods of use | |
| US20080196628A1 (en) | Cement Compositions Comprising Rock-Forming Minerals and Associated Methods | |
| CA2831834C (en) | A drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition | |
| EP2925829B1 (en) | Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable foaming surfactant for cement | |
| NO342642B1 (no) | Fremgangsmåte for å sementere i en underjordisk formasjon og for å skreddersy tettheten av en basissementblanding | |
| NO329460B1 (no) | Tilsetningsmiddel til sementblanding, sementblanding samt fremgangsmate for a sementere i underjordiske soner | |
| CA2510951A1 (en) | Reactive sealing compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean formations and methods | |
| US7357834B2 (en) | Cement composition for use with a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent | |
| US20050109507A1 (en) | Methods of using cement compositions having long-term slurry-state stability | |
| US7861782B2 (en) | Foamed cement compositions, additives, and associated methods | |
| OA20056A (en) | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods. | |
| OA17088A (en) | Set-delayed, cement compositions comprising pumice and associated methods. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, POSTBOKS 449 SENTRUM, 0104 OSLO |
|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |