NO304782B1 - FremgangsmÕte for fastgj÷ring av en sylinder i det indre av et borehull - Google Patents
FremgangsmÕte for fastgj÷ring av en sylinder i det indre av et borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO304782B1 NO304782B1 NO913308A NO920088A NO304782B1 NO 304782 B1 NO304782 B1 NO 304782B1 NO 913308 A NO913308 A NO 913308A NO 920088 A NO920088 A NO 920088A NO 304782 B1 NO304782 B1 NO 304782B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cement
- slurry
- borehole
- cylinder
- particles
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 81
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 55
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 39
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 16
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 10
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 3
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 3
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 3
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 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
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000013526 supercooled liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 2
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- -1 calcium aluminates Chemical class 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000012241 calcium silicate Nutrition 0.000 description 1
- PASHVRUKOFIRIK-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate dihydrate Chemical compound O.O.[Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O PASHVRUKOFIRIK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N calcium;oxido(oxo)alumane Chemical compound [Ca+2].[O-][Al]=O.[O-][Al]=O XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000011362 coarse particle Substances 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- HOOWDPSAHIOHCC-UHFFFAOYSA-N dialuminum tricalcium oxygen(2-) Chemical compound [O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[Al+3].[Al+3].[Ca++].[Ca++].[Ca++] HOOWDPSAHIOHCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FZFYOUJTOSBFPQ-UHFFFAOYSA-M dipotassium;hydroxide Chemical group [OH-].[K+].[K+] FZFYOUJTOSBFPQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L potassium sulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052939 potassium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011151 potassium sulphates Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000007712 rapid solidification Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 229910021487 silica fume Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019794 sodium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening 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
- C04B7/00—Hydraulic cements
- C04B7/36—Manufacture of hydraulic cements in general
- C04B7/48—Clinker treatment
- C04B7/52—Grinding ; After-treatment of ground cement
- C04B7/527—Grinding ; After-treatment of ground cement obtaining cements characterised by fineness, e.g. by multi-modal particle size distribution
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Walking Sticks, Umbrellas, And Fans (AREA)
- Mechanical Pencils And Projecting And Retracting Systems Therefor, And Multi-System Writing Instruments (AREA)
- Road Signs Or Road Markings (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for fast-gjøring av en sylinder i det indre av et borehull.
Under bygging av en brønn er det kjent å plassere et volum av vannoppslemmet hydraulisk sement inn i det ringformede rommet mellom veggene i borehullet og yttersiden av foringen hvoretter sementen tillates å herde og derved danne en ring-formet kappe av herdet sement. Formålet ved kappen, hvis konstruksjon er kalt primær sementering, omfatter fysisk støtte og posisjonering av foringen i borehullet og hindring av migrasjon av uønskede fluider (væske og gass) mellom forskjellige formasjoner som er penetrert av brønnboret.
Primærsementeringen, som beskrevet over, blir utført under byggingen av en brønn og inkluderer plassering av en mengde av en oppslemming av en hydraulisk sement i vann inn i det ringformede området mellom veggene i borehullet og yttersiden på primære foringer slik som ledere, overflateforing og mellomliggende eller produksjonsstrenger. Oppslemmingen tillates å herde i ringrommet for å danne en kappe av herdet sement hvis formål er å gi fysisk støtte og posisjonering av foringen i borehullet og for å isolere forskjellige formasjoner som er penetrert av borehullet fra hverandre.
Et problem forbundet med primærsementeringen er konsentrert om vekten (dvs. tettheten) av selve slammet. Under gitte omstendigheter vil det hydrostatiske trykket som utvikles av en søyle av slam overgå motstanden gitt av formasjonen, i hvilket tilfelle formasjonen vil frakturere eller på annen måte bryte sammen med det resultat at en del av slammet går inn i formasjonen, og den ønskede kappen ikke blir dannet. Nedbrytningen av formasjonen skjer således før tilstrekkelig stivhet eller herding utvikles i sementen, for å gjøre den selvbærende.
En løsning har vært å redusere tettheten av oppslemmingen slik at trykket som er utviklet av den nødvendige opp- slemmingshøyden, ikke vil overstige formasjonens evne til å motstå nedbryting. Denne utveien kan resultere i kapper som har fysiske svakheter og således redusert styrke eller øket permeabilitet eller begge. En annen løsning har vært å redusere høyden av oppslemmingen mens tettheten opprettholdes ved å redusere mengden av oppslemming pumpet inn i hvert trinn og derved redusere høyden av oppslemming. Denne utveien krever flere separate trinn for å lage den nødvendige kappelengden. Mellom hvert trinn må det gå tilstrekkelig tid til å tillate det forrige laget å utvikle nødvendig styrke for å støtte opp vekten av det påfølgende lag. Den tiden som brukes i å vente på at sementen setter seg, er tapt tid under konstruksjonen av brønnen.
Den uønskede bevegelsen av vann fra sprekker og frakturer i formasjonen utenfor selve brønnens borehull kan bli for-hindret ved bruk av hydraulisk sementblanding ifølge foreliggende oppfinnelsen.
Det er nå funnet at disse problemene kan reduseres eller overvinnes ved bruk av en bestemt sementoppslemming. Ifølge foreliggende oppfinnelse blir det således fremskaffet en fremgangsmåte for fastgjøring av en sylinder i det indre av et borehull, hvor nevnte sylinder er plassert i det indre av nevnte borehull for å definere et hulrom mellom yttersiden av sylinderen og veggen i borehullet, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene ved å innføre i hulrommet en mengde av en oppslemming av en hydraulisk sement; å holde mengden av oppslemmingen i hulrommet i en tid som er tilstrekkelig for å la oppslemmingen danne en kappe av stiv sement i hulrommet, for derigjennom å feste sylinderen i det indre av borehullet, kjennetegnet ved at det innføres en oppslemming omfattende en blanding av vann og hydraulisk sement i et vektforhold på 0,5:1 til 5,0:1, hvor partikkelstørrelsen til sementen ikke er større enn 17 pm, og Blaine-finheten til sementen ikke er mindre enn 7000 cm<2>/g, og hvor 90$ av partiklene har en diameter som ikke er større enn 10 pm, 50% av partiklene har en diameter ikke større enn 6 pm og 20$ av partiklene har en diameter som ikke er større enn 3 pm.
Partikkelstørrelsen av hydraulisk sement kan også indirekte bli uttrykt som overflate pr. vektenhet av materialet. Denne verdien kommer som ofte kalles Blaine finhet eller spesifikt overflateareal, kan bli uttrykt i enheten kvadratcentimeter pr. gram (cm^/gram) og er en indikasjon på sementerings-materialets evne til kjemisk interaksjon med andre materi-aler. Reaktivitet er antatt å øke med økning i Blaine finhet. Blaine finheten til den hydrauliske sementen brukt i sementeringsmetodene ifølge foreliggende oppfinnelse er ikke mindre enn 7.000 cm<2>/gram. Verdien bør helst være større enn 10.000, og aller helst større enn 13.000 cm<2>/gram.
Sementmaterialet med en partikkelstørrelse og finhet som over, er beskrevet i forskjellige tidligere US patenter, bl.a. US-PS 4.761.183, Clarke, som innbefatter slagg som der definert og blandinger av dette med portlandsement, og US-PS 4.160.674, Sawyer, som omfatter portlandsement. Det foretrukne materialet for bruk i foreliggende oppfinnelse er portlandsement og kombinasjoner av dette med slagg hvori andelen av portlandsement inkludert i blanding av portland-sement og slagg brukt ved fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse kan bli så lav som 1056, men er foretrukket med ikke mindre enn 40$, mer foretrukket med ca. 60%, enda mer foretrukket med ca. 8056 og aller helst ikke mindre enn ca. 10056 portlandsement av blandingens vekt.
Materialet må, når det er oppslemmet i vann, vise en tilstrekkelig lav oppslemmingstetthet til å muliggjøre bruk av det i situasjoner som krever en sement med lav tetthet som likevel utvikler tilstrekkelig stor trykkfasthet. Hva dette angår, gjør det store overflatearealet av sementen ifølge foreliggende oppfinnelse, dvs. Blaine finheten, den mer reaktiv enn sementer med lavere Blaine finhet; følgelig kan større mengder vann enn de mengdene som vanligvis brukes i brønnsementeringsoperasjoner, bli brukt for derved å mulig-gjøre tillaging av oppslemming med lav densitet og lav viskositet uten uønsket tap av styrke.
Oppslemminger som kan brukes her, kan således bli utformet ved bruk av vektenheter av vann pr. vektenhet av sementmateriale 1 området fra ca. 0,5 til ca. 5,0, helst fra ca. 1,0 til ca. 1,75 og aller helst fra ca. 1,0 til ca. 1,5 liter vann pr. kg sementmateriale. Vann til sementforhold fra over ca. 1,75 til ca. 5,0 kan bli brukt for meget spesialisert bruk som krever oppslemming med meget lav tetthet og meget lav viskositet. Det er riktignok notert at oppslemminger med slik høy vannandel har en tendens til å vise utskilling av fritt vann og utstrakt sedimentering av faststoff. Til-setningsmldler kan bli brukt for å kontrollere utskillingen av fritt vann og sedimenteringen av faststoff.
Oppslemmingstettheten av den fine, dvs. med lav partikkel-størrelse, sementen ifølge foreliggende oppfinnelse er lavere enn for sementer som har vanlig partikkelstørrelse p.g.a. den høye vannandelen som er nødvendig for å fukte hele overflatearealet til den fine sementen. Trykkfasthetene til oppslemmingene med lavere densitet er derimot tilfredsstillende for primærsementeringsformål, spesielt sett i lys av den større reaktiviteten til den fine sementen. M.h.t. området for vann til sementandeler beskrevet over kan oppslemmingene som kan lages ved bruk av den fine sementen ifølge foreliggende oppfinnelse, være i området fra ca. 1,13 til ca. 1,79, helst fra ca. 1,32 til ca. 1,50 og aller helst i området fra ca. 1,38 til 1,50 kg/liter oppslemming.
En spesiell fordel i tillegg til den lave oppslemmingstettheten som er tilgjengelig, er at den høye vannandelen gir lav hydreringsvarme. Den hydrauliske sementen med den fine partikkelstørrelsen ifølge foreliggende oppfinnelse, er således meget nyttig under utføringen av sementerings operasjoner i tilknytning til strukturer som kan gjennomgå uønsket fysisk nedbrytning i nærvær av varmeproduksjon. Eksempler på slike strukturer omfatter permafrost og gass-hydratsoner.
Enda en spesiell fordel som øker ved bruk av portlandsement med fin partikkelstørrelse ifølge foreliggende oppfinnelse, er den observerte uventede ekspansjonen av sementen under setting. Denne ekspansjonsegenskapen kan hjelpe til å forhindre dannelsen av mikroringrom, når sementen er brukt i primærsementeringsoperasjoner.
Det er antatt at denne ønskede ekspansjonsegenskapen til portlandsementen med fine partikler skyldes dens kjemiske innhold og i særdeleshet den høye konsentrasjonen av krystallinsk trikalsiumaluminat (C3A) og sulfater som er til stede her. Se f. eks. tabell VII. Det er antatt at en portlandsement som har en maksimum partikkelstørrelse på ca. 11 pm, en Blaine finhet som helst er større enn ca. 10.000 cm<2>/g, et krystallinsk C3Å-innhold helst på ca. 3% eller mer og et sulfatinnhold på helst ca. 1% eller mer vil utvise de ekspansive karakteristikker som er ønsket i en oljefelt-sement.
Oppslemminger av vann og sement med fin partikkelstørrelse ifølge foreliggende oppfinnelse er som tidligere nevnt, meget anvendelig for å penetrere, fylle og herde i fine huller, sprekker og rom, slike som kan være antatt å bli funnet i brønnforinger, sementkapper, gruspakker og underjordiske formasjoner i nærheten av et borehull. Som et eksempel er det antatt at slike oppslemminger er nyttige til penetrering av underjordiske formasjoner som har en effektiv permeabilitet så lav som ca. 3.000 til ca. 5.000 millidarcies.
Hva angår de ovennevnte bruksområdene, men uten å være bundet av de følgende hjelpemidler for utforming av oppslemminger, ble det antatt for kommersielle utformingsformål at en par- tikkel av en gitt størrelse i en passende oppslemming som beskrevet her, kan penetrere, fylle og sette seg i en sprekk, hull eller tomrom som har en størrelse på ca. 5 ganger større enn partikkelens størrelse. Således kan sprekker, som nevnt ovenfor, på 0,05 mm (50 pm) bli gjennomtrengt av en oppslemming av partikler som har en partikkelstørrelse på ca. 10 pm, noe som er innen området av sementen ifølge foreliggende oppfinnelse.
Som tidligere nevnt er herdingshastigheten til den fine sementen ifølge foreliggende oppfinnelse relatert til Blaine finheten, slik at herdingshastigheten øker ettersom Blaine finheten øker. I tillegg er også herdingshastigheten relatert til det spesifikke sementmateriale som blir brukt og temperaturen i omgivelsene hvor herdingsreaksjonen foregår. Portlandsement med fin partikkelstørrelse som heri definert, herder således raskere i omgivelser med lav temperatur i størrelsesorden fra ca. —1°C til ca. 38°C enn det slagg-sementen med fin partikkelstørrelse, også som definert her, gjør. Portlandsement herder også raskere ved høyere temperaturer enn slaggsement.
Følgelig, for å justere for spesielle omgivelser, kan spesifikke oppslemminger av fin sement inkludere blandinger av portlandsement og slagg i samsvar med de konsentrasjoner som tidligere er beskrevet. Generelt sett kan lengre settings-tider bli oppnådd ved økende slagginnhold med ledsagende svekkelse i trykkfasthet og/eller økende tetthet av oppslemmingen eller begge deler.
I tillegg kan de vanlige tilsatsstoffene for brønnsementering bli kombinert med sementmateriale ifølge foreliggende oppfinnelse for å oppnå de vanlige resultatene. F.eks., for å bistå i dispergeringen av de enkelte sementpartiklene i en oppslemming og således hjelpe til å unngå dannelse av større partikler ved agglomerering eller klumping, kan et dispergeringsmiddel bli tilsatt vannoppslemmingen av sementen ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde som er effektiv for å gi tilstrekkelig dispergering. En slik effektiv mengde er antatt å inkludere mengder opptil ca. 1,5 vektdeler dispergeringsmiddel pr. 100 vektdeler sementmateriale. Et slikt dispergeringsmiddel er identifisert med navnet CFR-3 og et annet ved navnet Halad-322 som begge er beskrevet og paten-tert i US-PS 4.557.763, George et al., hvis beskrivelse er tatt inn her som referanse. I lys av et hovedmål for foreliggende oppfinnelse som er å gi en oppslemming av partikler som vil gå inn gjennom meget små åpninger og likevel utvikle tilstrekkelig trykkfasthet, er bruk av et stoff for å hjelpe til å sikre partikkeldispergeringen, ansett å være et viktig aspekt av foreliggende oppfinnelse.
Andre tilsatsmidler som vanligvis brukes i brønnsementering som kan bli brukt her, inkluderer skummingsdemper, til-setningsstoff mot filtreringstap, tapt sirkuleringstilsats-middel, utvidelsestilsatsstoff, herdingsakselerator (vanligvis ikke nødvendig) og herdingsretarderer som kan være spesielt når man støter på omgivelser med høye temperaturer. Portlandsement som har den lille partikkelstørrelsen som kreves i foreliggende oppfinnelse, kan behøve retardasjon av settingstiden ved økede temperaturer. Vanligvis er ligno-sulfonater antatt å være nyttige i å gi tilstrekkelig retardasjon. Andre tilsetningsstoffer kan bli brukt for ytterligere å senke oppsiemmingens tetthet av sementblandingen ifølge foreliggende oppfinnelse. Slike lettvektstilsetnings-stoffer omfatter nitrogen, perlitt, flygeaske, kiselrøyk, mikrokuler og lignende. Det er antatt at en kombinasjon av sement med fin partikkelstørrelse, vann og tilsatsstoffer kan gi en skikket oppslemming som har en tetthet så lav som ca. 1,1 g pr. cm<3>, og som vil gi tilstrekkelig trykkf asthet for operasjoner på oljefelt.
Under omgivelsene for brønnsementen utviser høye temperaturer, dvs. ca. 128°C eller mer, kan det være nødvendig å blande oppslemmingn med et materiale som vil hjelpe til å hindre tap av trykkfasthet av den satte sementen over tid, en tilstand som er kalt trykkfasthetsretrograsjon. I en spesiell utførelse hvor sementen er plassert i et foret hull nær en geotermisk formasjon eller en formasjon hvor damp skal føres inn, kan den hl i utsatt for temperaturer opp til ca. 315°C. Slike ekstremt høye temperaturer kan gi tap av trykkfasthet av satt sement, men ved bruk av fin partikkel-størrelse, helst portlandsement ifølge foreliggende oppfinnelse i kombinasjon med silikamel, en krystallinsk form av silisiumdioksyd (S102), kan trykkfasthetsretrograsjon bli unngått eller i det minste redusert i størrelse. Dette materiale blir tilsatt oppslemmingen i en mengde stor nok for å reagere med den hydrauliske sementen for å forhindre utvik-ling av trykkfasthetsretrogresjon. Det er antatt at en slik tilstrekkelig mengde er i størrelsesorden fra ca. 0,15 til ca. 1,0 og helst ca. 0,35 kilo silikamel pr. kilo hydraulisk sement.
Enda en fordel ved foreliggende oppfinnelse i tillegg til oppslemminger med lav vekt, lav viskositet, god trykkfasthet og liten partikkelstørrelse er de tiksotropiske egenskapene oppslemmingen viser. Følgelig, med en oppslemming som helst kun består av portlandsement med liten partikkelstørrelse brukt ved primærsementeringsoperasjoner, hjelper de tiksotropiske egenskapene til å forhindre uønsket migrasjon av fluider, spesielt uønsket migrasjon av gass, under den tiden hvor sementen er i en plastisk uherdet tilstand.
De følgende tabellene gir informasjon og data angående de kjemiske, fysikalske og ytelsesegenskapene til fire hydrauliske sementer. Tre av sementene er portlandsementer, og den fjerde er en slaggsement. En av sementene, identifisert som API klasse A, er kun grunnet partikkelstørrelsen ikke innen området Ifølge foreliggende oppfinnelse. De øvrige tre sementene er innen området for foreliggende oppfinnelse. Tabell I og II gir fysikalske data inkludert spesifikk overflate, spesifikk vekt, blanding og partikkelstørrelses-analyser.
Tabell II og IV angir ytelsesdata inkludert trykkfasthet utviklet av de fremstilte oppslemmingene og penetreringene av de fremsilte oppslemmingene.
Tabell V, VI, VII og VIII gir kjemisk sammensetning som bestemt ved flere forskjellige analyseteknikker.
Tabell IX gir en kjemisk analyse av portland type III-sement som beskrevet i US-PS 4.160.674, Sawyer.
Med referanse til tabellene I, II, III, IV, V, VI, VII og VIII over er det presentert I bekvemmelig tabellform en sammenligning av forskjellige egenskaper i de fire sement-materialene som alle viser hydraulisk aktivitet. "Hydraulisk aktivitet" og "reaktivitet" blir her brukt i betydningen den kjemiske naturen av et materiale som setter seg og herder etter at det er blandet med vann, uten kontakt med atmosfæren (dvs. evnen til å herde under vann) forårsaket av interak-sjonen av forbindelsene i materialet heller enn fordampning av vann. Uttrykket "hydraulisk sement" blir her brukt som all uorganisk sementmateriale av kjent type som består av forbindelser av kalsium, aluminium, silisium, oksygen og/eller svovel som viser "hydraulisk aktivitet", dvs. som setter seg som et faststoff og herder i nærvær av vann. Sementer av den typen omfatter vanlige portlandsementer, hurtigsettende og ekstra hurtigsettende, sulfatresistente sementer, modifiserte sementer, aluminasementer, høy aluminatsementer, kalsiumaluminatsementer, og sementer som inneholder sekundære komponenter slik som flygeaske, pozzolan og dets like. Se f.eks. Roca, et al., US-PS 4.681.634. Det eksisterer andre uorganiske sementmaterialer enn de som er eksemplifisert i tabell I-VIII som viser hydraulisk aktivitet, men foreliggende oppfinnelse er foretrukket begrenset til typene inkludert i tabell I til VIII.
Portlandsement som et av materialene som er listet i
tabellene er laget ved sintring (termisk behandling) av en malt blanding av råmaterialer hvorav en vanligvis hovedsakelig er sammensatt av kalsiumkarbonat (som kalkstein) og en annen som vanligvis består hovedsakelig av aluminimium-silikater (som leire eller skifer) for å oppnå en blanding av kalk, aluminiumoksyd, silisiumdioksyd og jernoksyd. Under sintringsprosessen skjer kjemiske reaksjoner som gir noduler, kalt klinkers, som hovedsakelig er sammensatt av blandede kalsiumsilikater (C2S og C3S), kalsiumaluminater (C3A) og kalsiumaluminoferritter (C4AF) som alle bidrar til de hydrauliske aktivitene i portlandsement. Se f.eks. Braunauer, US-
PS 3.689.294; Buchet et al., US-PS 4.054.460; og Gartner, US-PS 4.619.702. En kjemisk analyse av portlandsement-klinker er gitt av Skvåra, US-PS 4.551.176 med følgende resultat:
Etter sintringen blir klinkeren malt sammen med tilsatsstoffer, som omfatter f.eks. en mengde kalsiumsulfatdihydrat (gips) for å kontrollere settingstiden, til et spesifikt overf lateareal, av og til kalt Blaine finhet, på så mye som 10.000 cm<2>pr. gram eller mer, men vanligvis er det tilstrekkelig med maling til å gi et spesifikt overflateareal i området fra 2.500 til 5.000 cm<2>pr. g hvor 3.000 til 4.500 cm<2>pr. gram er det vanlige Blain finhetsområde for portland-sement. Se f.eks. Gartner, US-PS 4.619.702; Miyoshi et al., US-PS 4.443.260; Buchet et al., US-PS 4.054.460; og Braunauer, US-PS 3.689.294.
Portlandsementer er klassifisert av American Society of Testing Materials (ASTM) i fem hovedtyper identifisert med romertallene I, II, II, IV og V og ved American Petroleum Institute inn i minst 9 kategorier identifisert med boksta-vene A, B, C, D, E, F, G, H og J. Klassifikasjonen er basert på kjemisk sammensetning og fysikalske egenskaper. Sawyer beskriver spesifikt i US-PS 4.160.674 en type III portland-sement som viser en høy tidlig trykkfasthet hvori: nesten alle partiklene i sementen er på en størrelse på 20 pm eller mindre; Blaine finheten er ca. 8.990 cm<2>pr. gram; og spesifikk vekt er 3,0. Sawyer gir en analyse av type III materialet, som er referert som det "fine produktet". Analysen er vist i tabell IX under.
Galer et al., angir i US-PS 4.350.533 forkortelser for kjemiske formler for sementforbindelser ifølge vanlig praksis i sementindustrien, som følger:
C representerer kalsiumoksyd (CaO)
A representerer aluminiumoksyd (AI2O3)
F representerer jernoksyd (Fe203)
M representerer magnesiumoksyd (MgO)
S representerer silisiumdioksyd (S102)
K representerer kaliumoksyd (K2O)
N representerer natriumoksyd (Na20)
H representerer vann (H2O)
S representerer svoveltrioksyd (SO3)
C representerer karbondioksyd (CO2)
Basert på forkortelsene over er følgelig den kjemiske sammensetningen av type III portlandsementen som er beskrevet av Sawyer (tabell IX over):
Tabell I-VIII omfatter også et hydraulisk sementmateriale identifisert som "slagg/portland" som er en blanding av portlandsement og slagg.
"Slagg", som brukt her, betyr et granulært biprodukt fra masovn dannet under produksjonen av støpejern og består av et hvitt spekter oksyderte urenheter funnet i jernmalm.
Under drift av en masovn for å fjerne jern fra jernmalm blir et smeltet avfallsprodukt dannet. For å hindre at dette smeltede produktet krystalliserer og derved mister sin krys-talliseringsenergi, er en superavkjølt væske eller ikke-krystallinsk glassaktig materiale blitt dannet og derved holde igjen krystalliseringsenergien. Dette ikke-krystallinske, glassaktige materialet som også ved røntgen-diffraksjonsanalyse er blitt beskrevet som et glassaktig materiale uten krystallinsk innhold, sies å være i stand til å vise hydraulisk aktivitet etter å ha blitt redusert i stør-relse ved maling fra en partikkelstørrelse på fra 1 til 5 mm til fin partikkelstørrelse i området fra ca. 1 til rundt 100 pm. Mange kommentatorer, inklusive Clarke i US-PS 4.761.183 og Forss i US-PS 4.306.912, fastslår at glass-innholdet i materialet må være høyt og helst over ca. 9556 for å vise denne latente hydrauliske aktivitet.
Krystallisering av det smeltede avfallsproduktet fra masovn kan hl i unngått og den superavkjølte væsken eller glasset kan bli dannet ved rask avkjøling av det smeltede avfallsproduktet. Denne raske avkjølingen kan bli utført ved å sprøyte vann på det smeltede avfallsproduktet, en operasjon som forårsaker rask størkning og dannelse av en vannoppslem-ming av små, glassaktige og sandaktige partikler. Oppslemmingen blir så termisk tørket for å fjerne all fuktigheten for derved å gi en tørr blanding av grove partikler. Denne tørre blandingen av partikler som har en partikkelstørrelse i området fra 1 til 5 mm, blir så malt for å redusere par-tikkelstørrelsen til verdier i størrelsesorden fra ca. 1 til ca. 100 pm, og helst mindre enn ca. 325 mesh (45 pm), for å gi de granulerte, masovn-biprodukt som heri er definert som "slagg". Se f.eks. Miyoshi et al. US-PS 4.443.260; Allemand et al., US-PS 3.809.665; Buchet et al. US-PS 4.054.460; Gee et al. US-PS 4.242.142; Clarke US-PS 4,761.183; og Forss US-PS 4.306.912.
Clarke beskriver i US-PS 4.761.183 og Miyoshi et al. beskriver i US-PS 4.306.910 den følgende analysen, som de hevder er representativ for det vanlige kjemiske innholdet av slagg. Clarke angir videre at tettheten av slagget er anslått å være 2,92 gram pr. cm<3>.
En annen analyse av slagg er gitt ev Yamaguchi et al. i US-PS 3,904.568 med følgende resultat:
Miyoshi et al. fastslår i US-PS 4.306.910, at den hydrauliske aktiviteten i slagg blir lav hvis partikkelstørrelsen på slagget er i størrelsesorden fra 1 til 5 mm og følgelig fore-slår at partikkelstørrelsen i slagget bør reduseres ved maling til en verdi på ca. 5 pm eller mindre, og fastslår videre at selve slagget selv etter maling har ingen eller veldig lav hydraulisk aktivitet og slik krever aktivering eller stimulering slik som ved tilsetning av lesket kalk
(CaO^ItøO). Andre additiver for stimulering eller aktivering av den hydrauliske aktiviteten av slagg omfatter natrium-hydroksyd, natriumsulfat, natriumkarbonat, natriumsilikat, kaliumsulfat og portlandsement. Se f.ks. Clarke US-PS 4.761.183 og Clarke US-PS 4.897.119.
Ifølge Forss i US-PS 4.306.912 kan maling av slagg til en høy spesifikk overflate, dvs. i området fra ca. 4.000 til ca. 8.000 cm<2>pr. gram, kan øke den hydrauliske aktiviteten og herdingshastigheten til materialet. Forss fastslår også at det er kjent at maling av sementklinker forbi en bestemt grense Ikke er fordelaktig fordi tillegget i finhet ikke for-bedrer herdings- og styrkeegenskapene. På den annen side fastslår Birchall et al. i US-PS 4.353.747 at styrken til portlandsement kan bli bedret ved å redusere den veide gjennomsiktige partikkelstørrelse til portlandsement til en verdi på mindre enn 20 pm.
De forskjellige metodene som normalt assosiert gjennom føring av sementeringsoperasjoner fra brønner i underjordiske hydro-karbonproduserende formasjoner er velkjent. Disse basis-teknikkene med nødvendige endringer, kan bli nyttet for å plassere sementen med fin partikkelstørrelse ifølge foreliggende oppfinnelse I stilling til å løse de forskjellige problemer denne adresserer.
Den foretrukne fremgangsmåten for primærsementering av foringer på oljefelt ved hjelp av ultrafine sementoppslemmin-ger omfatter lederrør, overflateforing, mellomliggende foring, produksjonsforing, boreforing, skorpeforing og tilknytningsforing, er som følger: 1. Pump oppslemmingen eller en foregående eller følgende væske ned gjennom foringen (produksjonsrør eller borerør) og støtt opp det ringformede rommet mellom foringen og det borede hullet. 2. (valgfri). Rens foringen for borevæske ved hjelp av en bunnskrapende plugg før alle fluider. 3. (valgfri). Pump ned en forspylende kjemisk vask eller "avstandsholder" for å tjene som en fjerningsreagens for borevæske og som en forenlig avstandsholder mellom bore-væsken og sementoppslemmingen.
4. Pump inn sementoppslemmingen.
5. (valgfri). Følg etter sementoppslemmingen med en konvensjonell sementoppslemming. 6. Følg etter sementoppslemmingen med en "topp"-skrapeplugg. 7. Pump en vanlig brukt fortrengningsvæske (vann, borevæske eller lignende) for å tvinge sementoppslemmingen ned gjennom foringen og opp gjennom ringrommet. Pump inn nok væske for å fylle den ønskede del av foringsvolumet. Topp-pluggen skal lande på en ledeflate eller flottørkrave, for å stenge av strømmen av fluid til ringrommet. 8. Øk trykket for å sikre at topp-pluggen har landet. 9. Slipp trykket ut av foringen for å teste om flåten holder slik at sementen holdes på plass i ringrommet. 10. Avslutt alle operasjoner i borehullet i en tid tilstrekkelig til at sementen setter seg (WOC).
Claims (9)
1.
Fremgangsmåte for fastgjøring av en sylinder i det indre av et borehull, hvor nevnte sylinder er plassert i det indre av nevnte borehull for å definere et hulrom mellom yttersiden av sylinderen og veggen i borehullet, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene ved å innføre i hulrommet en mengde av en oppslemming av en hydraulisk sement; å holde mengden av oppslemmingen i hulrommet i en tid som er tilstrekkelig for å la oppslemmingen danne en kappe av stiv sement i hulrommet, for derigjennom å feste sylinderen i det indre av borehullet,karakterisert vedat det innføres en oppslemming omfattende en blanding av vann og hydraulisk sement i et vektforhold på 0,5:1 til 5,0:1, hvor partikkelstørrelsen til sementen ikke er større enn 17 pm, og Blaine-finheten til sementen ikke er mindre enn 7000 cm<2>/g, og hvor 9056 av partiklene har en diameter som ikke er større enn 10 pm, 5056 av partiklene har en diameter ikke større enn 6 pm og 2056 av partiklene har en diameter som ikke er større enn 3 pm.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at den hydrauliske sementen er en blanding av slagg og Portland-sement, nevnte brønnhull er et brønnhull som penetrerer en underjordisk formasjon, sylinderen er en brønnforing opphengt i brønnhullet og mellomrommet er det ringformede rommet mellom sylinderen og borehullet.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat vektforholdet av vann til sement er fra 1,0:1 til 1,75:1.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3,karakterisert vedat borehullet er et brønnhull som penetrerer en underjordisk formasjon med en temperatur på over 110'C (230°F), og nevnte oppslemming ytterligere inneholder en effektiv mengde silikamel for å forhindre utviklingen av trykkfasthetsretrogresjon i den satte sement.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 4,karakterisertved at mengden silikamel er fra 0,15 til 1,0 vekt-deler silikamel pr. vektdel sement.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 5,karakterisertved at temperaturen i den underjordiske formasjonen er opp til 316°C (600°F).
7.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat sementen er Portland-sement.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 7,karakterisertved at den maksimale partikkelstørrelsen til Portland-sementen er 11 pm, Blaine-finheten er 10.000 cm<2>/g, 90% av partiklene har en diameter som ikke er større enn 7 pm, 50% av partiklene har en diameter som ikke er større enn 4 pm og 20% av partiklene har en diameter som ikke er større enn 2 pm.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 8,karakterisertved at det krystallinske C3Å-innholdet i Portland-sementen er minst 3,0 vekt-# av sementen, og at sulfatinn-holdet av Portland-sementen er minst 1,0 vekt-# av sementen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/638,878 US5125455A (en) | 1991-01-08 | 1991-01-08 | Primary cementing |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO920088D0 NO920088D0 (no) | 1992-01-07 |
NO920088L NO920088L (no) | 1992-07-09 |
NO304782B1 true NO304782B1 (no) | 1999-02-15 |
Family
ID=24561826
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO913308A NO304782B1 (no) | 1991-01-08 | 1992-01-07 | FremgangsmÕte for fastgj÷ring av en sylinder i det indre av et borehull |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5125455A (no) |
EP (1) | EP0494748B1 (no) |
AU (1) | AU643110B2 (no) |
CA (1) | CA2058869C (no) |
DE (1) | DE69205444T2 (no) |
DK (1) | DK0494748T3 (no) |
GR (1) | GR3018666T3 (no) |
NO (1) | NO304782B1 (no) |
Families Citing this family (192)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US5263542A (en) * | 1992-05-27 | 1993-11-23 | Halliburton Company | Set retarded ultra fine cement compositions and methods |
US5311944A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-17 | Shell Oil Company | Blast furnace slag blend in cement |
US5275511A (en) * | 1992-10-22 | 1994-01-04 | Shell Oil Company | Method for installation of piles in offshore locations |
US5351759A (en) * | 1992-10-22 | 1994-10-04 | Shell Oil Company | Slag-cement displacement by direct fluid contact |
US5325922A (en) * | 1992-10-22 | 1994-07-05 | Shell Oil Company | Restoring lost circulation |
US5343950A (en) * | 1992-10-22 | 1994-09-06 | Shell Oil Company | Drilling and cementing extended reach boreholes |
US5307877A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-03 | Shell Oil Company | Wellbore sealing with two-component ionomeric system |
US5311945A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-17 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with phosphate |
US5309999A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-10 | Shell Oil Company | Cement slurry composition and method to cement wellbore casings in salt formations |
US5307876A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-03 | Shell Oil Company | Method to cement a wellbore in the presence of carbon dioxide |
MY112090A (en) * | 1992-10-22 | 2001-04-30 | Shell Int Research | Method for drilling and cementing a well |
US5343952A (en) * | 1992-10-22 | 1994-09-06 | Shell Oil Company | Cement plug for well abandonment |
US5343951A (en) * | 1992-10-22 | 1994-09-06 | Shell Oil Company | Drilling and cementing slim hole wells |
US5301754A (en) * | 1992-10-22 | 1994-04-12 | Shell Oil Company | Wellbore cementing with ionomer-blast furnace slag system |
US5332040A (en) * | 1992-10-22 | 1994-07-26 | Shell Oil Company | Process to cement a casing in a wellbore |
US5277519A (en) * | 1992-10-22 | 1994-01-11 | Shell Oil Company | Well drilling cuttings disposal |
US5284513A (en) * | 1992-10-22 | 1994-02-08 | Shell Oil Co | Cement slurry and cement compositions |
US5301752A (en) * | 1992-10-22 | 1994-04-12 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with phosphate-blast furnace slag |
US5309997A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-10 | Shell Oil Company | Well fluid for in-situ borehole repair |
US5343947A (en) * | 1992-10-22 | 1994-09-06 | Shell Oil Company | Anchor plug for open hole test tools |
US5269632A (en) * | 1992-10-22 | 1993-12-14 | Shell Oil Company | Method for strengthening the structural base of offshore structures |
US5285679A (en) * | 1992-10-22 | 1994-02-15 | Shell Oil Company | Quantification of blast furnace slag in a slurry |
US5322124A (en) * | 1992-10-22 | 1994-06-21 | Shell Oil Company | Squeeze cementing |
US5314022A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-24 | Shell Oil Company | Dilution of drilling fluid in forming cement slurries |
US5314031A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-24 | Shell Oil Company | Directional drilling plug |
US5379843A (en) * | 1992-10-22 | 1995-01-10 | Shell Oil Company | Side-tracking cement plug |
US5316083A (en) * | 1992-12-31 | 1994-05-31 | Shell Oil Company | Blast furnace slag spacer |
US5333690A (en) * | 1992-12-31 | 1994-08-02 | Shell Oil Company | Cementing with blast furnace slag using spacer |
US5346012A (en) * | 1993-02-01 | 1994-09-13 | Halliburton Company | Fine particle size cement compositions and methods |
US5322389A (en) * | 1993-03-04 | 1994-06-21 | Conversion Systems, Inc. | Method for transporting a cementitious mixture to an underground space |
US5383521A (en) * | 1993-04-01 | 1995-01-24 | Halliburton Company | Fly ash cementing compositions and methods |
US5339902A (en) * | 1993-04-02 | 1994-08-23 | Halliburton Company | Well cementing using permeable cement |
US5388650B1 (en) * | 1993-06-14 | 1997-09-16 | Mg Nitrogen Services Inc | Non-cryogenic production of nitrogen for on-site injection in downhole drilling |
US5348584A (en) * | 1993-06-30 | 1994-09-20 | Halliburton Company | Hydrocarbon liquid and water dispersible particulate cement compositions |
US5398759A (en) * | 1993-12-21 | 1995-03-21 | Halliburton Company | Set retarded ultra fine cement compositions and methods |
US5421409A (en) * | 1994-03-30 | 1995-06-06 | Bj Services Company | Slag-based well cementing compositions and methods |
US5858083A (en) * | 1994-06-03 | 1999-01-12 | National Gypsum Company | Cementitious gypsum-containing binders and compositions and materials made therefrom |
US5776244A (en) * | 1996-09-10 | 1998-07-07 | Sandia Corporation | Ultrafine cementitious grout |
US5585333A (en) | 1994-10-12 | 1996-12-17 | Halliburton Company | Hydrocarbon base cementitious drilling fluids and methods |
US5484019A (en) * | 1994-11-21 | 1996-01-16 | Halliburton Company | Method for cementing in a formation subject to water influx |
US5547024A (en) * | 1994-12-06 | 1996-08-20 | Bj Services Co | Method of using construction grade cement in oil and gas wells |
US5718759A (en) * | 1995-02-07 | 1998-02-17 | National Gypsum Company | Cementitious gypsum-containing compositions and materials made therefrom |
US5503227A (en) * | 1995-05-15 | 1996-04-02 | Halliburton Company | Methods of terminating undesirable gas migration in wells |
US5571318A (en) * | 1995-08-31 | 1996-11-05 | Halliburton Company | Well cementing methods and compositions for use in cold environments |
NO965327L (no) | 1995-12-14 | 1997-06-16 | Halliburton Co | Sporbare brönnsementsammensetninger og metoder |
US5696059A (en) | 1996-01-31 | 1997-12-09 | Halliburton Company | Methods of preventing well cement stress failure |
AU738096B2 (en) * | 1997-08-15 | 2001-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Light weight high temperature well cement compositions and methods |
FR2770517B1 (fr) * | 1997-11-03 | 1999-12-03 | Bouygues Sa | Laitier de cimentation d'un puits, notamment d'un puits petrolier |
US6145591A (en) * | 1997-12-12 | 2000-11-14 | Bj Services Company | Method and compositions for use in cementing |
US6230804B1 (en) | 1997-12-19 | 2001-05-15 | Bj Services Company | Stress resistant cement compositions and methods for using same |
US6379456B1 (en) | 1999-01-12 | 2002-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow properties of dry cementitious and non-cementitious materials |
US6245142B1 (en) | 1999-01-12 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow properties of dry cementitious materials |
US6170575B1 (en) * | 1999-01-12 | 2001-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods using dry cementitious materials having improved flow properties |
US6660080B2 (en) | 1999-01-12 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate flow enhancing additives |
US6336505B1 (en) | 1999-07-15 | 2002-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing casing strings in deep water offshore wells |
US6454004B2 (en) | 1999-07-15 | 2002-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing casing strings in deep water offshore wells |
US6273191B1 (en) | 1999-07-15 | 2001-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing casing strings in deep water offshore wells |
FR2796935B1 (fr) * | 1999-07-29 | 2001-09-21 | Dowell Schlumberger Services | Coulis de cimentation des puits petroliers ou analogues a basse densite et basse porosite |
US20040107875A1 (en) * | 1999-07-29 | 2004-06-10 | Bruno Drochon | Low-density cementing slurry |
CA2316059A1 (en) | 1999-08-24 | 2001-02-24 | Virgilio C. Go Boncan | Methods and compositions for use in cementing in cold environments |
CA2318703A1 (en) | 1999-09-16 | 2001-03-16 | Bj Services Company | Compositions and methods for cementing using elastic particles |
US6244343B1 (en) | 2000-03-09 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing in deep water offshore wells |
US6387172B1 (en) | 2000-04-25 | 2002-05-14 | United States Gypsum Company | Gypsum compositions and related methods |
US6457523B1 (en) | 2000-07-07 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed thixotropic cement compositions and methods |
US6494262B1 (en) | 2000-08-18 | 2002-12-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Non-cryogenic production of nitrogen for on-site injection in well clean out |
US6457524B1 (en) | 2000-09-15 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing compositions and methods |
US6562122B2 (en) * | 2000-09-18 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
CA2370875A1 (en) * | 2001-02-15 | 2002-08-15 | B.J. Services Company | High temperature flexible cementing compositions and methods for using same |
EP1236701A1 (en) * | 2001-02-15 | 2002-09-04 | Schlumberger Technology B.V. | Very low-density cement slurry |
US7140440B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss additives for cement slurries |
US6964302B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
US7147067B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing drilling fluids |
US7048053B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite compositions having enhanced compressive strength |
US7150321B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing settable spotting fluids |
US7544640B2 (en) | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
US7140439B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing remedial compositions |
US7217441B2 (en) * | 2003-03-28 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for coating pipe comprising using cement compositions comprising high tensile strength fibers and/or a multi-purpose cement additive |
US6951250B2 (en) * | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
US6908508B2 (en) | 2003-06-04 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable fluids and methods for use in subterranean formations |
US20070149076A1 (en) * | 2003-09-11 | 2007-06-28 | Dynatex | Cut-resistant composite |
US6899177B2 (en) * | 2003-10-10 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing subterranean zones with cement compositions having enhanced compressive strengths |
US7448450B2 (en) | 2003-12-04 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and cementing with fluids containing zeolite |
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 |
US20050155763A1 (en) * | 2004-01-16 | 2005-07-21 | Reddy B. R. | Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use |
US6981491B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-01-03 | Siemens Vdo Automotive Corporation | Coupling valve structure for fuel supply module |
US7156174B2 (en) | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
US7445669B2 (en) | 2005-09-09 | 2008-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
US9512346B2 (en) * | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
US7559369B2 (en) * | 2007-05-10 | 2009-07-14 | Halliubrton Energy Services, Inc. | Well treatment composition and methods utilizing nano-particles |
US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
US7156172B2 (en) * | 2004-03-02 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for accelerating oil well construction and production processes and heating device therefor |
US20050241538A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads |
US20050241545A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions |
US7252147B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure |
US7290611B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for cementing wells that lack surface casing |
US7290612B2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for reverse circulation cementing a casing in an open-hole wellbore |
US7297664B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor |
US7490668B2 (en) * | 2004-08-05 | 2009-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for designing and constructing a well with enhanced durability |
US7322412B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US7303008B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations |
US7303014B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
US7284608B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
US7270183B2 (en) | 2004-11-16 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods using compressible cement compositions |
US7267174B2 (en) * | 2005-01-24 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement |
US20060167133A1 (en) * | 2005-01-24 | 2006-07-27 | Jan Gromsveld | Sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
US8703659B2 (en) * | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
US7510609B2 (en) * | 2005-02-08 | 2009-03-31 | Halliburton Energy Services Inc. | Low-density cement compositions, density-reducing additives, and methods of use |
US7524369B2 (en) * | 2005-02-08 | 2009-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-density cement compositions, density-reducing additives, and methods of use |
US7350573B2 (en) * | 2005-02-09 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Servicing a wellbore with wellbore fluids comprising perlite |
US7373981B2 (en) * | 2005-02-14 | 2008-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing with lightweight cement compositions |
US7398827B2 (en) * | 2005-03-11 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for high temperature lightweight cementing |
US7390356B2 (en) * | 2005-03-11 | 2008-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for high temperature lightweight cementing |
US7666963B2 (en) * | 2005-07-21 | 2010-02-23 | Akzo Nobel N.V. | Hybrid copolymers |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
US7174962B1 (en) | 2005-09-09 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
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 |
US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust 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 |
US7387675B2 (en) | 2005-09-09 | 2008-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed settable compositions comprising cement kiln dust |
US7353870B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
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 |
US8333240B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
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 |
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 |
US8281859B2 (en) * | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
US7335252B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
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 |
US7607484B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
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 |
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 |
US7077203B1 (en) | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
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 |
US7478675B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
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 |
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 |
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 |
US7213646B2 (en) * | 2005-09-09 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing compositions comprising cement kiln dust, vitrified shale, zeolite, and/or amorphous silica utilizing a packing volume fraction, and associated methods |
US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
US9006155B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US7357181B2 (en) * | 2005-09-20 | 2008-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autofill deactivation of float equipment and method of reverse cementing |
US20070089678A1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-04-26 | Petstages, Inc. | Pet feeding apparatus having adjustable elevation |
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 |
US7533729B2 (en) * | 2005-11-01 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse cementing float equipment |
US7296626B2 (en) * | 2005-11-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid additive for reducing water-soluble chromate |
US7284609B2 (en) * | 2005-11-10 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US7199086B1 (en) | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US7392840B2 (en) * | 2005-12-20 | 2008-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and means to seal the casing-by-casing annulus at the surface for reverse circulation cement jobs |
JP4410195B2 (ja) * | 2006-01-06 | 2010-02-03 | 株式会社東芝 | 半導体装置及びその製造方法 |
US7204310B1 (en) | 2006-04-11 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
US7338923B2 (en) * | 2006-04-11 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
NO20073834L (no) * | 2006-07-21 | 2008-01-22 | Akzo Nobel Chemicals Int Bv | Sulfonerte podede kopolymerer |
US20080020961A1 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-24 | Rodrigues Klin A | Low Molecular Weight Graft Copolymers |
US7597146B2 (en) * | 2006-10-06 | 2009-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completion of well bores |
US7533728B2 (en) | 2007-01-04 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ball operated back pressure valve |
US20080196889A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Daniel Bour | Reverse Circulation Cementing Valve |
US7614451B2 (en) | 2007-02-16 | 2009-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for constructing and treating subterranean formations |
US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
US7806183B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
US8476203B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
US7784542B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods |
US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
US7862655B2 (en) * | 2007-06-14 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean cementing methods and compositions comprising oil suspensions of water soluble polymers |
US7694739B2 (en) * | 2007-06-14 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean cementing methods and compositions comprising oil suspensions of water soluble polymers |
US7654324B2 (en) * | 2007-07-16 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
US20090107676A1 (en) * | 2007-10-26 | 2009-04-30 | Saunders James P | Methods of Cementing in Subterranean Formations |
EP2071003A1 (en) | 2007-12-12 | 2009-06-17 | Services Pétroliers Schlumberger | Squeeze composition for restoring isolation |
US7861782B2 (en) | 2008-07-31 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Foamed cement compositions, additives, and associated methods |
US8056631B2 (en) * | 2009-01-21 | 2011-11-15 | Capitol Aggregates, Ltd. | Cementitious compositions having coarse ground blast furnace slag and methods of making and using the same |
CN102574961B (zh) | 2009-07-31 | 2015-09-23 | 阿克佐诺贝尔股份有限公司 | 混杂共聚物组合物 |
US8157009B2 (en) | 2009-09-03 | 2012-04-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex |
US8834624B2 (en) | 2011-01-26 | 2014-09-16 | Ripi | Modified cement composition, preparation and application thereof |
US8887806B2 (en) * | 2011-05-26 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for quantifying cement blend components |
US8853144B2 (en) | 2011-08-05 | 2014-10-07 | Ecolab Usa Inc. | Cleaning composition containing a polysaccharide graft polymer composition and methods of improving drainage |
US8841246B2 (en) | 2011-08-05 | 2014-09-23 | Ecolab Usa Inc. | Cleaning composition containing a polysaccharide hybrid polymer composition and methods of improving drainage |
US8679366B2 (en) | 2011-08-05 | 2014-03-25 | Ecolab Usa Inc. | Cleaning composition containing a polysaccharide graft polymer composition and methods of controlling hard water scale |
US8636918B2 (en) | 2011-08-05 | 2014-01-28 | Ecolab Usa Inc. | Cleaning composition containing a polysaccharide hybrid polymer composition and methods of controlling hard water scale |
MX2014005089A (es) | 2011-11-04 | 2014-08-08 | Akzo Nobel Chemicals Int Bv | Copolimeros de dendrita de injerto, y metodos para producir los mismos. |
CN103945828A (zh) | 2011-11-04 | 2014-07-23 | 阿克佐诺贝尔化学国际公司 | 混杂树枝状共聚物、其组合物及其制备方法 |
US8945314B2 (en) | 2012-07-30 | 2015-02-03 | Ecolab Usa Inc. | Biodegradable stability binding agent for a solid detergent |
US9365805B2 (en) | 2014-05-15 | 2016-06-14 | Ecolab Usa Inc. | Bio-based pot and pan pre-soak |
WO2016048285A1 (en) * | 2014-09-23 | 2016-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid concentrate of a strength retrogression additive |
CN112664160B (zh) * | 2020-12-25 | 2022-11-18 | 中煤地质集团有限公司 | 一种破碎岩层固井方法 |
Family Cites Families (47)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2805719A (en) * | 1955-09-15 | 1957-09-10 | Halliburton Oil Well Cementing | High temperature well cementing |
GB1160569A (en) * | 1966-12-08 | 1969-08-06 | Smidth & Co As F L | Manufacture of Cement |
US3689294A (en) * | 1971-06-14 | 1972-09-05 | Stephen Braunauer | Portland cement compositions and method |
FR2142282A5 (no) * | 1971-06-14 | 1973-01-26 | Progil | |
JPS5215610B2 (no) * | 1971-11-26 | 1977-05-02 | ||
JPS535708B2 (no) * | 1972-02-24 | 1978-03-01 | ||
AR205879A1 (es) * | 1972-05-22 | 1976-06-15 | Ici Ltd | Composiciones refractarias de fraguado en frio |
GB1406654A (en) * | 1972-10-11 | 1975-09-17 | Ass Portland Cement | Portland cement |
US3997353A (en) * | 1974-10-18 | 1976-12-14 | Aluminum Company Of America | High early strength cement |
BR7606184A (pt) * | 1975-09-18 | 1977-06-14 | Chem Dev Corp & Tessenderlo Ch | Composicao e metodo para retardar a pega de cimentos na fabricacao oe argamassas e concretos |
US4126003A (en) * | 1977-09-06 | 1978-11-21 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Inorganic cement grouting system for use in anchoring a bolt in a hole |
US4174227A (en) * | 1978-07-25 | 1979-11-13 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | High-early-strength phosphate grouting system for use in anchoring a bolt in a hole |
US4126005A (en) * | 1977-09-06 | 1978-11-21 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Inorganic cement grouting system for use in anchoring a bolt in a hole and compartmented package for use therewith |
US4127001A (en) * | 1977-09-06 | 1978-11-28 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Inorganic cement grouting system for use in anchoring a bolt in a hole |
US4160674A (en) * | 1978-01-30 | 1979-07-10 | Lone Star Industries | Early high-strength portland cement and method of manufacture |
GB2018737A (en) * | 1978-02-22 | 1979-10-24 | Ici Ltd | Cementitious compositions |
US4242142A (en) * | 1979-06-27 | 1980-12-30 | Bethlehem Steel Corporation | Method for treating granulated blast furnace slag |
US4415367A (en) * | 1978-09-18 | 1983-11-15 | The Dow Chemical Company | Pumpable thixotropic cement slurries for use in cementing pipes in a well |
US4235291A (en) * | 1978-10-16 | 1980-11-25 | Mobil Oil Corporation | Treating wells to mitigate flow-after-cementing |
US4302251A (en) * | 1978-11-29 | 1981-11-24 | Denki Kagaku Kogyo Kabushiki Kaisha | Cement composition containing dextrin |
GR68405B (no) * | 1979-05-31 | 1981-12-29 | Flowcon Oy | |
EP0021681B1 (en) * | 1979-06-29 | 1985-07-10 | Imperial Chemical Industries Plc | Hydraulic cement composition |
US4402749A (en) * | 1979-08-10 | 1983-09-06 | Chemtree Corporation | Cementitious compositions with early high strength development and methods for controlling setting rate |
DE3069822D1 (en) * | 1979-12-03 | 1985-01-31 | Ici Plc | Hydraulic cement compositions |
JPS5817556B2 (ja) * | 1979-12-29 | 1983-04-07 | 千代田化工建設株式会社 | 悪臭を持つ含水軟弱土の脱臭強度増加方法 |
SU1038315A1 (ru) * | 1980-02-11 | 1983-08-30 | Киевский Ордена Трудового Красного Знамени Инженерно-Строительный Институт | В жущее |
US4342599A (en) * | 1981-03-18 | 1982-08-03 | Colloids, Inc. | Method of reducing water demand of alkaline aqueous suspensions |
JPS5858306B2 (ja) * | 1981-06-25 | 1983-12-24 | 水澤化学工業株式会社 | ワンパツケ−ジ無機結着剤組成物 |
US4444263A (en) * | 1981-07-29 | 1984-04-24 | Chevron Research Company | Permanent thermal packer method |
US4350533A (en) * | 1981-08-03 | 1982-09-21 | United States Gypsum Company | High early strength cement |
US4443260A (en) * | 1982-06-14 | 1984-04-17 | Chiyoda Chemical Engineering & Constr., Co., Ltd. | Method for strengthening soft soil |
IE55483B1 (en) * | 1982-06-21 | 1990-09-26 | Nat Starch Chem Corp | Cementiferous compositions |
SE452607B (sv) * | 1983-04-29 | 1987-12-07 | Ceskoslovenska Akademie Ved | Snabb-bindande hoghallfasthetscementbindemedel samt forfarande for framstellning derav |
US4545797A (en) * | 1983-06-13 | 1985-10-08 | Texaco Inc. | Process for manufacturing porous slag |
US4487632A (en) * | 1983-08-11 | 1984-12-11 | Stauffer Chemical Company | Fast-setting cements from liquid waste phosphorus pentoxide containing materials |
US4505752A (en) * | 1983-08-11 | 1985-03-19 | Stauffer Chemical Company | Fast-setting cements from solid phosphorus pentoxide containing materials |
US4619702A (en) * | 1984-05-15 | 1986-10-28 | Union Oil Company Of California | Rare earth modifiers for Portland cement |
US4557763A (en) * | 1984-05-30 | 1985-12-10 | Halliburton Company | Dispersant and fluid loss additives for oil field cements |
FR2571715B1 (fr) * | 1984-10-16 | 1986-12-26 | Coatex Sa | Composition cimentaire hydraulique a prise retardee pour cimentation a haute temperature et pression |
US4797159A (en) * | 1986-07-25 | 1989-01-10 | Dowell Schlumberger Incorporated | Expandable cement composition |
SE453078B (sv) * | 1986-09-09 | 1988-01-11 | Alufluor Ab | Forfarande for forbettring av cementbruks och betongs egenskaper |
US4761183A (en) * | 1987-01-20 | 1988-08-02 | Geochemical Corporation | Grouting composition comprising slag |
US4787450A (en) * | 1987-05-07 | 1988-11-29 | Union Oil Company Of California | Gas lift process for restoring flow in depleted geothermal reservoirs |
NO165673C (no) * | 1987-11-16 | 1991-03-20 | Elkem As | Hydraulisk sementoppslemming. |
US4897119A (en) * | 1988-01-11 | 1990-01-30 | Geochemical Corporation | Aqueous dispersion of ground slag |
GB2227263A (en) * | 1988-10-03 | 1990-07-25 | Fosroc International Ltd | Placement of grout in a void |
US5071484A (en) * | 1990-09-14 | 1991-12-10 | Capitol Aggregates, Inc. | Cementitious compositions and method |
-
1991
- 1991-01-08 US US07/638,878 patent/US5125455A/en not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-01-06 AU AU10049/92A patent/AU643110B2/en not_active Ceased
- 1992-01-07 DK DK92300089.7T patent/DK0494748T3/da active
- 1992-01-07 CA CA002058869A patent/CA2058869C/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-07 NO NO913308A patent/NO304782B1/no not_active IP Right Cessation
- 1992-01-07 DE DE69205444T patent/DE69205444T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-07 EP EP92300089A patent/EP0494748B1/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-01-12 GR GR960400064T patent/GR3018666T3/el unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DK0494748T3 (da) | 1996-03-04 |
AU643110B2 (en) | 1993-11-04 |
DE69205444D1 (de) | 1995-11-23 |
EP0494748B1 (en) | 1995-10-18 |
AU1004992A (en) | 1992-07-16 |
DE69205444T2 (de) | 1996-04-11 |
NO920088L (no) | 1992-07-09 |
GR3018666T3 (en) | 1996-04-30 |
CA2058869C (en) | 1996-01-02 |
US5125455A (en) | 1992-06-30 |
NO920088D0 (no) | 1992-01-07 |
EP0494748A2 (en) | 1992-07-15 |
CA2058869A1 (en) | 1992-07-09 |
EP0494748A3 (en) | 1992-08-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO304782B1 (no) | FremgangsmÕte for fastgj÷ring av en sylinder i det indre av et borehull | |
CA2757109C (en) | Settable compositions comprising a natural pozzolan and associated methods | |
US7527688B2 (en) | Cementitious compositions for oil well cementing applications | |
CA2621829C (en) | Foamed settable compositions comprising cement kiln dust, and methods of using them | |
CA2621832C (en) | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust | |
CA2093186C (en) | Squeeze cementing | |
US5121795A (en) | Squeeze cementing | |
CA2621835C (en) | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) and method of using them | |
EP0659702A1 (en) | Method of cementing a subterranean zone | |
EP0572261A1 (en) | Set retarded ultra fine cement compositions | |
NO342896B1 (no) | Lettvekts brønnsementblanding, additiv for slik blanding og bruk av slik blanding | |
NO339168B1 (no) | Lettvekts sementblanding samt fremgangsmåte for å tette rundt et rør i en borebrønn | |
CA2803223A1 (en) | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use s | |
WO2009071962A2 (en) | Cementitious compositions for oilwell cementing applications | |
NO20160845A1 (en) | Magnesium metal ore waste in well cementing | |
NO20240109A1 (en) | Method for enhancing reactivity of pozzolanic materials | |
US11981859B2 (en) | Carbon dioxide enhanced cement | |
US11680197B2 (en) | Pozzolanic by-product for slurry yield enhancement |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |