NO305238B1 - Br°nnsementblanding med forbedrede egenskaper og fremgangsmÕte for sementering av en underjordisk sone - Google Patents
Br°nnsementblanding med forbedrede egenskaper og fremgangsmÕte for sementering av en underjordisk sone Download PDFInfo
- Publication number
- NO305238B1 NO305238B1 NO921926A NO921926A NO305238B1 NO 305238 B1 NO305238 B1 NO 305238B1 NO 921926 A NO921926 A NO 921926A NO 921926 A NO921926 A NO 921926A NO 305238 B1 NO305238 B1 NO 305238B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- mixture
- cement
- silicic acid
- suspension
- amount
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims description 95
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 94
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 53
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 35
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 26
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 24
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229920001577 copolymer Chemical class 0.000 claims description 17
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 13
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 9
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims description 9
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims description 9
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 claims description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 8
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 7
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 5
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 claims 4
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 claims 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 23
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 19
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 7
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 7
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 6
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 5
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 4
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 3
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonic acid Chemical class COC1=CC=CC(CC(CS(O)(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS(O)(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N D-gluconic acid Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1-sulfonic acid Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 2
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000519 Ferrosilicon Inorganic materials 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007580 dry-mixing Methods 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000174 gluconic acid Substances 0.000 description 1
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static 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
- C04B14/00—Use of inorganic materials as fillers, e.g. pigments, for mortars, concrete or artificial stone; Treatment of inorganic materials specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone
- C04B14/02—Granular materials, e.g. microballoons
- C04B14/04—Silica-rich materials; Silicates
- C04B14/06—Quartz; Sand
- C04B14/062—Microsilica, e.g. colloïdal silica
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/04—Portland cements
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
- C04B2111/00034—Physico-chemical characteristics of the mixtures
- C04B2111/00146—Sprayable or pumpable mixtures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår forbedrede sementblandinger og fremgangsmåter ved anvendelse av blandingene i sementerende olje- og gassbrønner.
Under sementeringsoperasjoner som blir gjennomført i olje-, gass- og andre brønner, blir en hydraulisk sement og forskjellige additiver blandet med tilstrekkelig vann slik at det dannes en pumpbar oppslemming. Oppsiemmingen blir pumpet inn i en underjordisk sone som skal bli sementert i den brønnboregjennomtrengende sonen. Etter anbringelse størkner sementen til en hard masse.
Under primær sementering hvorved foringsrør og/eller en eller flere forlengelsesrør blir bundet i brønnhullet, blir sementering gjennomført ved å innføre en sementblanding i det ringformede rommet mellom foringsrør og/eller forlengelsesrør og brønnhullet. Generelt blir sementblandingen pumpet nedover i foringsrøret og/eller forlengelsesrørene til bunnen derav og deretter oppover inn i ringrommet.
I brønner som er boret inn i eller gjennom høytrykksfor-mas joner, er det nødvendig at sementblandingen som ble anvendt i å gjennomføre sementeringsoperasjonene i formasjonene har høye tettheter for å skaffe tilveie høyt hydrostatisk trykk for dermed å forhindre utblåsninger.
I brønner som blir boret inn i eller gjennom lavtrykksfor-masjoner, er det generelt ikke tilrådelig å eksponere formasjonene til høyhydrostatisk trykk ved at formasjonene kan brytes ned og sementblandingene tapes. Under sementering av brønner som er boret i og gjennom lavtrykksformasjonene, blir lettvektblandinger fordelaktig utnyttet.
I de fleste brønner vil en eller flere av de underjordiske formasjonene som er gjennomtrengt av brønnen inneholde gass under trykk. Når primære sementeringsoperasjoner blir gjennomført i ringrommet, kan gassen trenge gjennom sementblandingen og det kan forekomme gassvandring. Gassvandring starter generelt under størknlngsprosessen i sementblandingen, dvs. i det tidsrommet sementblandingen endrer fra en hydrostatisk fluid til et faststofflegeme. Hvis sementblandingen ikke har evne til å motstå gasstrykket under størknlngsprosessen, kan det bli dannet kanaler i den delvis størknede blandingen hvorved gass strømmer gjennom kolonnen mellom formasjonene og/eller til overflaten.
For å fremstille både tungvekt og lettvekt sementblandinger som har forbedrede egenskaper hvorved blandingene motstår gassvandring, har lav styrketilbakegang ved høye temperaturer og som ikke raskt størkner eller segregerer, har finfordelt amorf silisiumdioksidstøv inntil nå blitt inkludert i sementblandingene. For eksempel beskriver US-patent nr. Re. 32.472 inngitt 6. september, 1988 en lettvekt brønnsement-blanding der amorf silisiumdioksidstøv som ble oppnådd under elektrotermisk fremstilling av ferrosilisium eller lignende blir inkludert deri. Slike silisiumdioksidstøvpartikler har typisk spesifikke overflatearealer fra ca. 18 til ca. 22 kvadratmeter pr. gram (m<2>/g). Ved og under herding, blir sementblandingen i det vesentlige gasstett (forhindrer gassvandring) og skaffer tilveie høy sammenpressingsstyrke.
US-patent nr. 4.935.060 inngitt 19. juni, 1990 beskriver en høytetthetshydraulisk sementblanding som er gasstett, har en meget lav styrketilbakegang ved høy temperatur og har hovedsakelig ingen tendens til å sette ned eller segregere. Sementblandingen inneholder amorf silisiumdioksidstøv-partikler som har et spesifikt overflateareal i området fra ca. 15m<2>/g til ca. 30 m<2>/g.
Selv om den foregående og andre sementblandinger laget med kjent teknikk har oppnådd varierende grad av suksess, er det behov for forbedrede sementblandinger som har både lave og høye tettheter og som har reduserte setningstendenser, bedre styrke, forbedret fluidtapsegenskaper og som forhindrer gassvandring.
Foreliggende oppfinnelse angår en brønnsementblanding som er kjennetegnet ved at den omfatter (a) Portland-hydraulisk sement; (b) vann i en mengde fra 30 vekt-# til 60 vekt-# av
tørrsement;
(c) en vandig kolloidal kieselsyresuspensjon der de kolloidale kieselsyrepartiklene i suspensjonen har et spesifikt overflateareal fra 300 m<2>/g til 700 m<2>/g, den kolloidale kieselsyresuspensjon er tilstede i blandingen i en mengde fra 1 vekt-# til 30 vekt-# av
tørrsementen; og
(d) et fluidtap reguleringsadditiv valgt blant gruppen som består av en podet lignin eller lignittpolymer, en vandig oppløsning av reaksjonsproduktet av polyetylenimin og en eller flere sulfonerte organiske forbindelser og en kopolymer av AMPS og N,N-dimetyl-akrylamid som er tilstede i blandingen fra 0,1 vekt-# til 10 vekt-# av tørrsementen.
De forbedrede sementblandingene i oppfinnelsen innbefatter også fortrinnsvis fluidtapsreguleringsadditiver, og valgfritt setningsretarderende additiver deri. Fremgangsmåter for sementering av underjordiske soner som er gjennomtrengt av brønner er også beskrevet.
Det er derfor et generelt mål med foreliggende oppfinnelse å skaffe tilveie brønnsementblandinger som har forbedrede egenskaper og fremgangsmåter ved slike sementblandinger.
Et ytterligere mål med oppfinnelsen er tilveiebringelse av brønnsementblandinger og fremgangsmåter der blandingene er gasstette, har reduserte setningstendenser, har bedre styrke og har forbedret fluidtapsegenskaper.
Andre og ytterligere mål, trekk og fordeler ved foreliggende oppfinnelse vil fremkomme tydelig for personer innenfor fagområdet ved gjennomlesning av beskrivelsen og de foretrukkede utførelsesformene som følger.
De forbedrede brønnsementblandingene i foreliggende oppfinnelse er pumpbare vandige hydrauliske sementoppslemminger som er omfattet av komponenter som gjør at blandingene i det vesentlige er gasstette, dvs. ugjennomtrengelige for gassvandring, meget stabile, dvs. meget lite eller ingen setning av faste stoffer eller at det foregår separasjon av frittvann, har meget lavt fluidtap og har utmerket gel og sammenpressingsstyrke. Sementblandingene er hovedsakelig omfattet av hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en pumpbar oppslemming og en vandig kolloidal kieselsyresuspensjon .
Selv om forskjellige hydrauliske sementer kan bli utnyttet i å danne blandingen, er Portland-sement foretrukket og kan f.eks. være en av de forskjellige Portland-sementene som er identifisert som API klasse A til H og J sementer. Disse sementene er definert i "API Specification for Materials and Testing for Well Cements", API Specification 10 til American Petroleum Institute.
Vannet som ble anvendt kan være friskt vann, mettet eller umettet saltvann eller sjøvann, og er generelt tilstede i sementblandingene i en mengde fra ca. 30 vekt-56 til ca. 60 vekt-# av tørrsement som blir utnyttet. Det må imidlertid bemerkes at under spesielle omstendigheter kan vannmengden som ble anvendt variere fra de forannevnte mengdene.
Den vandige kolloidale kieselsyresuspensjonen som er inkludert i sementblandingene ifølge oppfinnelsen inneholder fortrinnsvis kieselsyrepartikler, uttrykt som silisiumdioksid, i en mengde i området fra ca. 2 vekt-# til ca. 60 vekt-# silisiumdioksid av oppløsningen, fortrinnsvis fra ca. 4 vekt-Sé til ca. 30 vekt-# silisiumdioksid. Kieselsyrepartiklene i suspensjonen er generelt av en størrelse under ca. 20 nanometer (nm), fortrinnsvis i en størrelse som er i området fra ca. 10 nm ned til ca. 1 nm. Spesifikt overflateareal til partiklene er I området fra ca. 300 m<2>/g til ca. 700 m<2>/g. Kieselsyresuspensjonen blir fortrinnsvis stabilisert med en alkali hvorved den har et molart forhold på S102til M2O (der M er et ion valgt blant Na, K, Li og NH4) på fra ca. 10:1 til ca. 300:1, fortrinnsvis fra ca. 15:1 til ca. 100:1. Generelt inkluderer den vandige kieselsyresuspensjonen som blir benyttet kieselsyrepartikler som har et maksimalt aktivt overflateareal og en godt definert minste størrelse gjennomsnittlig fra ca. 4 nm til ca. 9 nm.
En spesiell foretrukket vandig kolloidal kieselsyresuspensjon er en der kieselsyrepartiklene har et gjennomsnittlig spesifikt overflateareal på ca. 500 m<2>/g, partiklene har en gjennomsnittlig størrelse på ca. 5,5 nm og suspensjonen inneholder kieselsyrepartikler, uttrykt som silisiumdioksid i en mengde på ca. 15 vekt-% silisiumdioksid av suspensjonen.
Den vandige silisiumsyresuspensjonen blir generelt innbefattet i en sementblanding i oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 1,0 vekt-# til ca. 30 vekt-# av tørrsement i blandingen. Når den vandige kieselsyresuspensjonen blir utnyttet i lettvektsementblandinger, blir større mengder av suspensjonen generelt anvendt sammenlignet med når den vandige kieselsyresuspensjonen er innbefattet i andre sementblandinger for å gjøre dem gasstette, forbedre deres stabiliteter, etc. På grunn av meget høyt spesifikt overflateareal og liten størrelse på de kolloidale kieselsyrepartiklene, er en mye mindre mengde av slike partikler nødvendig i sementblandinger for å fremstille det ønskede
resultatet sammenlignet med til nå anvendt finsilisium-dioksid-sementblandingsadditiver. På grunn av at de kolloidale kieselsyrepartiklene er suspendert i et vandig medium,
blir partiklene raskt tilsatt og dispergert i en sementblanding ved å anvende minimal blanding. Når den mest foretrukkede vandige kieselsyresuspensjonen som er beskrevet over der suspensjonen inneholder kieselsyrepartikler som har et gjennomsnittlig spesifikt overflateareal på ca. 500 m<2>/g i en mengde som er ekvivalent med ca. 15 vekt-56 silisiumdioksid av suspensjonen blir anvendt, er det innbefattet i en sementblanding i en mengde i området fra ca. 2 vekt-# til ca. 15 vekt-56 av sement i blandingen, fortrinnsvis i en mengde på ca. 10 vekt-# av sement i blandingen.
Sementblandingene i foreliggende oppfinnelse innbefatter også fortrinnsvis fluidtapkontrolladditiver som reduserer fluidtap fra sementblandingene til omgivende underjordiske formasjoner eller soner. Selv om en lang rekke fluidtaps-kontrolladditiver som er velkjente innenfor fagområdet kan bli utnyttet, er et spesielt velegnet additiv omfattet av en podet lignin eller ligninpolymer av typen som er beskrevet i US-patent nr. 4.676.317 inngitt 30. januar, 1987. Generelt er en slik podet polymer omfattet av en ryggrad med minst et medlem utvalgt blant gruppen som består av lignin, lignitt og deres salter, og en podet utragende gruppe som omfatter minst et medlem valgt blant gruppen som består av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS), akrylonitril, N,N-dimetylakryl-amid, akrylsyre og N,N-dialkylaminoetylmetakrylat der alkylradikalet er valgt blant metyl, etyl og propylradikaler.
Et annet foretrukket fluidtapsadditiv er en vandig oppløsning av reaksjonsproduktet av polyetylenimin og en eller flere sulfonerte organiske forbindelser som er beskrevet i US-patent nr. 4.742.094 inngitt 3. mai, 1988. Generelt er f luidtapsadditivet omfattet av en vandig oppløsning av reaksjonsproduktet som er dannet ved blanding av polyetylenimin som har en molekylvekt over ca. 50.000 og sulfonerte organiske forbindelser som omfatter en blanding av lignosul-fonsyresalter som har Na, Ca eller NH4som det assosierte kation, sammen med naftalensulfonsyrekondensert med for maldehyd som har en molekylvekt over ca. 5000. Vektforholdet mellom polyetylenimin og sulfonerte forbindelser er i området fra ca. 1:1,4 til ca. 7,5:1, og vektforholdet mellom lignosulfonsyresalt til naftalensulfonsyre kondensert med formaldehyd er i området fra ca. 1:5 til ca. 5:1.
Ennå et annet foretrukket fluidtapsadditiv er kopolymeren eller kopolymersalt av 2-akrylamido, 2-metylpropansulfonsyre (AMPS) og N,N-dimetylakrylamid (NNDMA) beskrevet i US-patent nr. 4.555.269 inngitt 26. november, 1985. Generelt har kopolymeren eller kopolymersaltet et forhold mellom AMPS til NNDMA mellom 1:4 til 4:1.
Den ovenfor beskrevne podede lignin eller lignittpolymeren blir generelt tilsatt en blanding i foreliggende oppfinnelse i en mengde på ca. 0,25 vekt-# til ca. 5 vekt-# av tørrsement i blandingen. Når den vandige oppløsningen i reaksjonsproduktet av polyetylenimin og en eller flere sulfonerte organiske forbindelser blir utnyttet, blir de generelt tilsatt sementblandingen i en mengde i området fra ca. 2,5 vekt-56 til ca. 10 vekt-# av tørrsement i blandingene. Når AMPS - NNDMA kopolymer eller kopolymersalt ble anvendt, blir det tilsatt sementblanding i en mengde på ca. 0,1$ til ca. 1,5 vekt-# av sementen.
I noen anvendelser, f.eks. når sementblandingen blir utnyttet i en varm dyp brønn, er det nødvendig eller ønskelig at et setningsretarderende additiv blir inkludert i sementblandingen. Tilsetningen av en setningsretarderer til en sementblanding øker tiden fra blandingen blir fremstilt til når den setner og tillater derved at den kan bli pumpet over en lengre tidsperiode etc. En lang rekke setningsretarderende additiver er velkjent innenfor fagområdet og kan bli utnyttet i sementblandingene i oppfinnelsen. Et foretrukket setningsretarderende additiv som tillater rask utvikling av sement-sammenpressingsstyrke etter anbringelse er omfattet av en kopolymer av 2-akrylamido, 2-metylpropansulfonsyre (AMPS) og akrylsyre. Kopolymeren omfatter generelt fra ca. 40 til ca. 60 molprosent AMPS der balansen omfatter akrylsyre. Den har fortrinnsvis en gjennomsnittlig molekylvekt under ca. 5000 slik at en 10% vandig oppløsning av kopolymeren har en Brookfield-viskositet som avleses ved 20 rpm i U.L. adapter-spindel i området fra ca. 2 til mindre enn 5 centipoise. Kopolymeren omfatter fortrinnsvis fra ca. 45 til ca. 55 molprosent AMPS, og mest å foretrekke ca. 50 molprosent AMPS. Andre setningsretarderende additiver som kan bli anvendt er lignosulfater, borater eller organiske syrer slik som glukonsyre, sitronsyre og lignende. Av disse er en setningsretarderer som omfatter lignosulfat foretrukket.
Når en setningsretarderende kopolymer av AMPS og akrylsyre blir utnyttet, blir den fortrinnsvis inkludert i en sementblanding i oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 0, 1% til ca. 5,0 vekt-# av tørrsement som blir utnyttet. Når et lignosulfatsetningsretarderende additiv blir anvendt, blir den også fortrinnsvis inkludert i sementblandingen i en mengde fra ca. 0,1 vekt-# til ca. 5,0 vekt-# av tørrsement som ble utnyttet. I begge tilfeller for å øke setnings-retarderingsevnen til setningsretarderingsadditivet, kan en setningsretarderingsintensiverer slik som vinsyre eller et salt derav bli inkludert i sementblandingen i en mengde i området fra ca. 0,2 vekt-# til ca. 5,0 vekt-# av tørrsement som ble anvendt. Når et lignosulfatsetningsretarderende additiv blir innbefattet i sementblandingene i foreliggende oppfinnelse, blir en vinsyreintensiverer også fortrinnsvis innbefattet.
En brønnsementblanding i foreliggende oppfinnelse som har forbedrede egenskaper er omfattet av vann, hydraulisk sement og en vandig kolloidal kieselsyresuspensjon der de kolloidale kieselsyrepartiklene i suspensjonene har spesifikk overflatearealer i området fra ca. 50 m<2>/g til ca. 1000 m<2>/g, fortrinnsvis fra ca. 300 m<2>/g til ca. 700 m<2>/g, og mest å foretrekke ca. 500 m<2>/g. Den vandige kolloidale kiesel syresuspensjonen inneholder fortrinnsvis kieselsyrepartikler, uttrykt som silisiumdioksid i en mengde i området fra ca. 4 vekt-# til ca. 30 vekt-# SiOg av suspensjonen, fortrinnsvis 15 vekt-#.
Når et fluidtapreguleringsadditiv er innbefattet i sementblandingen for å redusere fluidtap, blir additivet fortrinnsvis valgt blant gruppen som består av en podet lignin eller ligninpolymer, en vandig oppløsning av reaksjonsproduktet av polyetylenimin og en eller flere sulfonerte organiske forbindelser og en kopolymer eller kopolymersalt av 2-akrylamido, 2-metylpropansulfonsyre og N,N-dimetylakrylamid. Fluidtapreguleringsadditivet blir tilsatt sementblandingen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-# til ca. 10 vekt-# av tørrsementen.
Når et setningsretarderende additiv er innbefattet i sementblandingen, blir den fortrinnsvis valgt blant gruppen som består av lignosulfat pluss vinsyre og en kopolymer av 2-akrylamido, 2-metylpropansulfonsyre og akrylsyre. Setningsretarderingsadditivet blir innbefattet i sementblandingen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-# til ca. 10 vekt-56 av tørrsement som blir utnyttet.
Ifølge de forbedrede fremgangsmåtene i foreliggende oppfinnelse for sementering av en underjordisk sone som er gjennomtrengt av et brønnbor, blir en forbedret pumpbar sementblanding av oppfinnelsen først dannet, etterfulgt av pumping av sementblandingen inn i den underjordiske sonen ved hjelp av brønnhullet. Som angitt over, og når den er plassert i underjordiske soner, er de forbedrede sementblandingene i oppfinnelsen gasstette, dvs. forhindrer gassvandring forut for og etter setting, og har utmerket stabilitet. Når blandingene blir utnyttet ved lave temperaturer og har relativt høye vann-sementforhold, vil tilstedeværelse av vandig kolloidal kieselsyresuspensjon akselerere setning av sementblandingene.
For videre å illustrere de forbedrede sementblandingene og fremgangsmåtene i foreliggende oppfinnelse, er følgende eksempler gitt.
Eksempel 1
Et antall testsementoppslemminger blir fremstilt ved å utnytte API klasse G Portland-sement. Oppslemmingene ble fremstilt ved tørrblanding av de tørre komponentene med sementen forut for tilsetning av vann. Ferskvann (med unntagelse der annet er bemerket) blir deretter blandet med de tørre blandingene for å danne oppslemminger i en Waring-blander. Testoppslemmingene som ble fremstilt er beskrevet i tabell I under.
Eeologi og gelstyrker til oppslemmingene ble bestemt ved å anvende et Fann Model 35 viskometer ifølge "API Specification for Materials and Testing for Vell Cements", API Specification 10, til American Petroleum Institute. I tillegg ble tykningstid, fluidtap og frivanntester kjørt ifølge den ovenfornevnte API spesifikasjon ved bunnhullsirkulerings-temperatur (BHCT) på 25°C. Reologi og gelstyrketestresultater er gitt i tabell II under og tykningstid, fluidtap og frivanntester er gitt i tabell III under.
Eksempel 2
Ytterligere testoppslemminger av foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ifølge fremgangsmåten som er gitt i eksempel 1 over, komponentene og mengden av disse er fremsatt i tabell IV. Reologi- og gelstyrketester ble gjennomført ved å anvende oppslemmingene som er gitt i tabell V under og tykningstid, fluidtap og frittvann tester ved en BHCT ved 25°C er fremsatt i tabell VI.
Eksempel 3
Ytterligere testoppslemming ble fremstilt ifølge fremgangsmåten som er fremsatt i eksempel 1, der komponentene og mengdene er gitt i tabell VII under.
Reologien ved 32,2°C og resultatene fra tykningstid, fluidtap og frittvanntester ved en BHCT på 32,2°C er gitt i hen-holdsvis tabell VIII og IX under.
Eksempel 4
Ytterligere testoppslemming ble fremstilt ifølge fremgangsmåten som er fremsatt i eksempel 1, der komponentene og mengdene er gitt i tabell X under.
Reologi- og gelstyrketester ved temperaturer på 25<0>C og 71,1°C ble gjennomført på oppslemmingene med unntagelse for oppslemming Nr. 19 som bare ble undersøkt ved 65,5° C, og tykningstid, fluidtap og frittvanntester ble gjennomført ved en BHCT på 65", 5" C for oppslemming nr. 19 og ved 71,1°C for oppslemming 20-25. Resulatene av disse testene er gitt i tabell XI og XII under.
Eksempel 5
Ytterligere testoppslemminger av foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ifølge fremgangsmåten som er gitt i eksempel 1 over, komponentene og mengden av disse er fremsatt i tabell
XIII.
Reologi og statiske gelstyrketester ved 90,6°C, og tykningstid, fluidtap og frittvanntester ved en BHCT på 90,6"C ble kjørt på oppslemmingene, og disse resultatene er gitt i hhv. tabell XIV og XV under.
Sammenpressingsstyrketester ble gjennomført ifølge den ovenfornevnte API-spesifikasjon ved å anvende et antall av testsementoppslemminger som er beskrevet i de foregående eksemplene ved forskjellige temperaturer. Resultatene av disse testene er fremsatt i tabell XVI under.
Fra testresultatene fremsatt 1 eksemplene over kan man se at de forbedrede sementsammensetningene i foreliggende oppfinnelse setner ikke raskt eller danner frittvann og de utviser god gel- og sammenpressingsstyrkeegenskaper.
Claims (9)
1.
Brønnsementblanding,karakterisert vedat den omfatter (a) Portland-hydraulisk sement; (b) vann i en mengde fra 30 vekt-# til 60 vekt-% av tørrsement; (c) en vandig kolloidal kieselsyresuspensjon der de kolloidale kieselsyrepartiklene i suspensjonen har et spesifikt overf lateareal fra 300 m<2>/g til 700 m<2>/g, den kolloidale kieselsyresuspensjon er tilstede i blandingen i en mengde fra 1 vekt-# til 30 vekt-# av tørrsementen; og (d) et fluidtap reguleringsadditiv valgt blant gruppen som består av en podet lignin eller lignittpolymer, en vandig oppløsning av reaksjonsproduktet av polyetylenimin og en eller flere sulfonerte organiske forbindelser og en kopolymer av AMPS og N,N-dimetyl-akrylamid som er tilstede i blandingen fra 0,1 vekt-# til 10 vekt-# av tørrsementen.
2.
Blanding ifølge krav 1,karakterisert vedat den videre omfatter en herdingsretarderer valgt blant gruppen som består av lignosulfonat pluss vinsyre og en AMPS - akrylsyrekopolymer, retardereren er tilstede i blandingen i en mengde fra 0,1 vekt-# til 10 vekt-# av tørrsementen.
3.
Blanding ifølge krav 1 eller 2,karakterisertved at den kolloidale kieselsyresuspensjon inneholder kieselsyrepartikler, uttrykt som silisiumdioksid, i en mengde fra 4 vekt-# til 30 vekt-# silisiumdioksid av suspensjonen, og kieselsyrepartiklene har en gjennomsnittlig størrelse fra 1 nm til 10 nm og nevnte kolloidale kieselsyresuspensjon er tilstede i blandingen i en mengde fra 2 vekt-# til 15 vekt-$ av tørrsementen.
4.
Blanding ifølge krav 3,karakterisert vedat den kolloidale kieselsyresuspensjon inneholder kieselsyrepartikler, uttrykt som silisiumdioksid, i en mengde på 15 vekt-# silisiumdioksid av nevnte suspensjon, kieselsyrepartiklene har en gjennomsnittlig størrelse på 5,5 nm og den kolloidale kieselsyresuspensjonen er tilstede i blandingen i en mengde på 10 vekt-# av tørrsement.
5.
Blanding ifølge krav 1, 2, 3 eller 4,karakterisert vedat de kolloidale kieselsyrepartiklene har et gjennomsnittlig spesifikt overflateareal på ca. 500 m<2>/g.
6.
Fremgangsmåte for sementering i en underjordisk sone som er gjennomtrengt av et brønnborehull,karakterisert vedat den omfatter trinnene med
dannelse av en pumpbar sementblanding som omfatter vann, Portland-hydraulisk sement og en vandig kolloidal kieselsyresuspensjon der de kolloidale kieselsyrepartiklene i suspensjonen har et spesifikt overflateareal i området fra 300 m<2>/g til 700 m<2>/g, nevnte kolloidale kieselsyresuspensjon er tilstede i blandingen i en mengde fra 1 vekt-#> til 30
vekt-# av tørrsement; og pumpe nevnte sementblanding inn i nevnte sone gjennom nevnte brønnborehull.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 6,karakterisertved at sementblandingen videre innbefatter et fluidtap reguleringsadditiv valgt fra gruppen som består av en podet lignin eller lignittpolymer, en vandig oppløsning av reaksjonsproduktet av polyetylenimin og en eller flere sulfonerte organiske forbindelser og en kopolymer av AMPS og N,N-dimetylakrylamid, der additivet er tilstede i blandingen i en mengde fra 0,1 vekt-$ til 10 vekt-# av tørrsementen.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 7,karakterisertved at sementblandingen videre innbefatter en herdingsretarderer valgt fra lignosulfonat pluss vinsyre og en AMPS-
akrylsyrekopolymer tilstede i en mengde fra 0,1 vekt-$ til 10 vekt-# av tørrsementen i blandingen.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, 7 eller 8,karakterisert vedat det benyttes en blanding ifølge kravene 1 til 5.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/779,673 US5149370A (en) | 1991-10-21 | 1991-10-21 | Well cement compositions having improved properties and methods |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO921926D0 NO921926D0 (no) | 1992-05-15 |
| NO921926L NO921926L (no) | 1993-04-22 |
| NO305238B1 true NO305238B1 (no) | 1999-04-26 |
Family
ID=25117157
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO921926A NO305238B1 (no) | 1991-10-21 | 1992-05-15 | Br°nnsementblanding med forbedrede egenskaper og fremgangsmÕte for sementering av en underjordisk sone |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5149370A (no) |
| EP (1) | EP0538989B1 (no) |
| DE (1) | DE69210941T2 (no) |
| NO (1) | NO305238B1 (no) |
Families Citing this family (66)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CH682073A5 (no) * | 1991-06-21 | 1993-07-15 | Sika Ag | |
| US5759962A (en) * | 1992-01-31 | 1998-06-02 | Institut Francais Du Petrole | Method for inhibiting reactive argillaceous formations and use thereof in a drilling fluid |
| US5341881A (en) * | 1993-01-14 | 1994-08-30 | Halliburton Company | Cement set retarding additives, compositions and methods |
| US5398758A (en) * | 1993-11-02 | 1995-03-21 | Halliburton Company | Utilizing drilling fluid in well cementing operations |
| US5355954A (en) * | 1993-11-02 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Utilizing drilling fluid in well cementing operations |
| FR2717466A1 (fr) * | 1994-03-21 | 1995-09-22 | Rhone Poulenc Chimie | Utilisation, comme additif de contrôle du seuil d'écoulement et/ou de la viscosité, d'une silice précipitée dans les pâtes cimentaires . |
| US5472051A (en) * | 1994-11-18 | 1995-12-05 | Halliburton Company | Low temperature set retarded well cement compositions and methods |
| FR2746096B1 (fr) * | 1996-03-15 | 1998-07-03 | Utilisation de suspensions aqueuses de silice ou de silicoaluminate dans des compositions de beton | |
| FR2746095B1 (fr) | 1996-03-15 | 1998-05-22 | Suspensions aqueuses de silice et leurs applications dans des compositions a base de liant mineral | |
| CA2177298C (en) * | 1996-05-24 | 2009-04-07 | Henghu Sun | Systematic method for making shotcrete and the like cementitious compositions and such compositions |
| US6660080B2 (en) | 1999-01-12 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate flow enhancing additives |
| 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 |
| US6379456B1 (en) | 1999-01-12 | 2002-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow properties of dry cementitious and non-cementitious materials |
| US6268406B1 (en) | 1999-06-09 | 2001-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing methods using compositions containing liquid polymeric additives |
| EP1065186A1 (en) * | 1999-06-09 | 2001-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing method |
| IL153338A0 (en) * | 2000-06-22 | 2003-07-06 | Akzo Nobel Nv | Construction material |
| US6562122B2 (en) * | 2000-09-18 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
| EP1298432A1 (en) * | 2001-09-28 | 2003-04-02 | Services Petroliers Schlumberger | Methods for characterising gas-tight cement slurries |
| US6497283B1 (en) * | 2001-11-19 | 2002-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cement additives, compositions and methods |
| EP1483220B1 (en) * | 2002-03-06 | 2006-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
| US20030181542A1 (en) * | 2002-03-21 | 2003-09-25 | Vijn Jan Pieter | Storable water-silica suspensions and methods |
| NO316509B1 (no) * | 2002-06-17 | 2004-02-02 | Elkem As | Silisiumoksidslurry og fremgangsmåte for fremstilling av slik slurry |
| US7063153B2 (en) * | 2002-06-20 | 2006-06-20 | Eoff Larry S | Methods and compositions for cementing wells |
| US6715552B2 (en) * | 2002-06-20 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing methods and compositions |
| US7073585B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications |
| US20050034864A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-02-17 | Caveny William J. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications |
| US7021380B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising set retarder compositions and associated methods |
| US7055603B2 (en) * | 2003-09-24 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising strength-enhancing lost circulation materials and methods of cementing in subterranean formations |
| US6983800B2 (en) * | 2003-10-29 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, cement compositions and oil suspensions of powder |
| US7240732B2 (en) * | 2003-10-31 | 2007-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dispersant compositions for cement compositions and related methods |
| US7559369B2 (en) * | 2007-05-10 | 2009-07-14 | Halliubrton Energy Services, Inc. | Well treatment composition and methods utilizing nano-particles |
| US9512346B2 (en) | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
| US8183186B2 (en) * | 2004-02-10 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-based particulates and methods of use |
| US7114569B2 (en) * | 2004-06-14 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Methods, cement compositions and suspending agents therefor |
| US20070105995A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
| US7576040B2 (en) * | 2007-01-11 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives |
| US7523784B2 (en) | 2007-01-11 | 2009-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations |
| US7360598B1 (en) | 2007-02-05 | 2008-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc, | Method of using lignite grafted fluid loss control additives in cementing operations |
| US7388045B1 (en) | 2007-02-05 | 2008-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising lignite grafted fluid loss control additives |
| US8685903B2 (en) * | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
| US9199879B2 (en) * | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| US7784542B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods |
| US7806183B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services 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 |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
| EP2190942B1 (en) * | 2007-09-13 | 2017-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using colloidal silica based gels |
| US7757766B2 (en) | 2008-11-19 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Density-matched suspensions and associated methods |
| US8157009B2 (en) | 2009-09-03 | 2012-04-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex |
| US9708523B2 (en) * | 2009-10-27 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable spacer fluids and associated methods |
| US9574437B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Viscometer for downhole use |
| US9133386B2 (en) | 2012-12-12 | 2015-09-15 | Hallburton Energy Services, Inc. | Viscous settable fluid for lost circulation in subterranean formations |
| US8944165B2 (en) | 2013-01-11 | 2015-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement composition containing an additive of a pozzolan and a strength retrogression inhibitor |
| WO2015108990A1 (en) * | 2014-01-17 | 2015-07-23 | Multiquip, Inc. | Addition of colloidal silica to concrete |
| WO2016081080A1 (en) | 2014-11-21 | 2016-05-26 | W. R. Grace & Co.-Conn. | Wet press concrete slab manufacturing |
| WO2017176952A1 (en) | 2016-04-08 | 2017-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Polymer gel for water control applications |
| US10487257B2 (en) | 2016-07-20 | 2019-11-26 | Hexion Inc. | Materials and methods of use as additives for oilwell cementing |
| US11643588B2 (en) | 2017-12-04 | 2023-05-09 | Hexion Inc. | Multiple functional wellbore fluid additive |
| CN108102618B (zh) * | 2017-12-28 | 2020-11-10 | 成都川锋化学工程有限责任公司 | 一种钻井液用无铬磺化褐煤的制备方法 |
| JP7342044B2 (ja) | 2018-03-09 | 2023-09-11 | ダスティン エイ ハートマン | コンクリート性能を改善するための新規組成物 |
| KR20210003114A (ko) | 2018-03-22 | 2021-01-11 | 더스틴 에이. 하트만 | 개선된 마감 콘크리트 제품을 제조하기 위한 방법 |
| JP7425414B2 (ja) | 2018-09-18 | 2024-01-31 | 日産化学株式会社 | セメンチング組成物用シリカ系添加剤、セメンチング組成物及びセメンチング方法 |
| US11965130B2 (en) | 2019-04-25 | 2024-04-23 | Nissan Chemical Corporation | Borehole cement slurry additive, method for storing same, borehole cement slurry, and borehole cementing method |
| US11866366B2 (en) | 2019-09-03 | 2024-01-09 | Specification Products, Inc. | Wear-resistant concrete formulations and methods for their preparation |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BE331436A (no) * | ||||
| NO148995C (no) * | 1979-08-16 | 1986-06-12 | Elkem As | Fremgangsmaate for fremstilling av sementslurry med lav egenvekt for bruk ved sementering av olje- og gassbroenner. |
| AU546999B2 (en) * | 1980-05-28 | 1985-10-03 | Eka A.B. | Adding binder to paper making stock |
| US4482381A (en) * | 1982-06-21 | 1984-11-13 | Cordova Chemical Company Of Michigan | Solid polyamine-based fluid loss control additives |
| NO158499C (no) * | 1985-09-03 | 1988-09-21 | Elkem As | Hydraulisk sementoppslemming. |
| EP0314242A1 (en) * | 1987-10-28 | 1989-05-03 | Pumptech N.V. | Additives for oilfield cements and corresponding cement slurries |
| NO165673C (no) * | 1987-11-16 | 1991-03-20 | Elkem As | Hydraulisk sementoppslemming. |
| NO167649C (no) * | 1989-04-10 | 1993-07-06 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmaate ved tilsetning av silisiumoksyd i en hydraulisk sementoppslemming |
-
1991
- 1991-10-21 US US07/779,673 patent/US5149370A/en not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-05-15 NO NO921926A patent/NO305238B1/no not_active IP Right Cessation
- 1992-07-13 EP EP92306392A patent/EP0538989B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-07-13 DE DE69210941T patent/DE69210941T2/de not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5149370A (en) | 1992-09-22 |
| DE69210941T2 (de) | 1996-10-02 |
| EP0538989B1 (en) | 1996-05-22 |
| EP0538989A2 (en) | 1993-04-28 |
| NO921926L (no) | 1993-04-22 |
| NO921926D0 (no) | 1992-05-15 |
| DE69210941D1 (de) | 1996-06-27 |
| EP0538989A3 (en) | 1993-06-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO305238B1 (no) | Br°nnsementblanding med forbedrede egenskaper og fremgangsmÕte for sementering av en underjordisk sone | |
| US6644405B2 (en) | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods | |
| EP1633952B1 (en) | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in subterranean formations | |
| US7285165B2 (en) | Cement compositions comprising set retarder compositions and associated methods | |
| US5968255A (en) | Universal well cement additives and methods | |
| US5972103A (en) | Universal well cement additives and methods | |
| US5049288A (en) | Set retarded cement compositions and methods for well cementing | |
| US5472051A (en) | Low temperature set retarded well cement compositions and methods | |
| US4806164A (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions | |
| US5135577A (en) | Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement | |
| US4700780A (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations | |
| US5820670A (en) | Resilient well cement compositions and methods | |
| US6656265B1 (en) | Cementation product and use for cementing oil wells or the like | |
| US8505629B2 (en) | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use | |
| US5340860A (en) | Low fluid loss cement compositions, fluid loss reducing additives and methods | |
| CA1223014A (en) | Matrix control cementing slurry | |
| US7517836B2 (en) | Defoaming methods and compositions | |
| CA2510951A1 (en) | Reactive sealing compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean formations and methods | |
| US7308938B1 (en) | Defoaming methods and compositions | |
| CA2184548A1 (en) | Composition and method to control cement slurry loss and viscosity | |
| EP0290198A1 (en) | Welan gum in cement compositions | |
| US4200153A (en) | Method for cementing high temperature wells | |
| CA2049518A1 (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions | |
| EP2867326A1 (en) | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use | |
| CA2076332A1 (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |