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 PDF

Info

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
Application number
NO913308A
Other languages
English (en)
Other versions
NO920088L (no
NO920088D0 (no
Inventor
Kirk L Harris
Edward F Vinson
Daniel L Bour
Philip C Freyaldenhoven
Lindsey D Lee
Patrick T Brunette
Original Assignee
Halliburton Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of NO920088D0 publication Critical patent/NO920088D0/no
Publication of NO920088L publication Critical patent/NO920088L/no
Publication of NO304782B1 publication Critical patent/NO304782B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B7/00Hydraulic cements
    • C04B7/36Manufacture of hydraulic cements in general
    • C04B7/48Clinker treatment
    • C04B7/52Grinding ; After-treatment of ground cement
    • C04B7/527Grinding ; After-treatment of ground cement obtaining cements characterised by fineness, e.g. by multi-modal particle size distribution
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04Directional drilling
    • E21B7/06Deflecting 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.
NO913308A 1991-01-08 1992-01-07 FremgangsmÕte for fastgj÷ring av en sylinder i det indre av et borehull NO304782B1 (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2805719A (en) * 1955-09-15 1957-09-10 Halliburton Oil Well Cementing High temperature well cementing
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

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