NO313513B1 - Törr, hydraulisk sementsammensetning av fin partikkelstörrelse, fremgangsmåte for å danne enhydrokarbonv¶skesementoppslemming og for å terminere vannströmmenfra en brönnboring - Google Patents
Törr, hydraulisk sementsammensetning av fin partikkelstörrelse, fremgangsmåte for å danne enhydrokarbonv¶skesementoppslemming og for å terminere vannströmmenfra en brönnboring Download PDFInfo
- Publication number
- NO313513B1 NO313513B1 NO19942275A NO942275A NO313513B1 NO 313513 B1 NO313513 B1 NO 313513B1 NO 19942275 A NO19942275 A NO 19942275A NO 942275 A NO942275 A NO 942275A NO 313513 B1 NO313513 B1 NO 313513B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cement
- surfactant
- approx
- slurry
- hydraulic cement
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims description 135
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 65
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 64
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 64
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims description 57
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 51
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 44
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 title claims description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 37
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 title claims description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 85
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 28
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 26
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 25
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 22
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 20
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- -1 alkaline earth metal salts Chemical class 0.000 claims description 13
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 9
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 9
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 7
- 239000010688 mineral lubricating oil Substances 0.000 claims description 5
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 5
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 5
- WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylbenzenesulfonic acid Chemical class CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229940060296 dodecylbenzenesulfonic acid Drugs 0.000 claims description 4
- HCWYXKWQOMTBKY-UHFFFAOYSA-N calcium;dodecyl benzenesulfonate Chemical group [Ca].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 HCWYXKWQOMTBKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 11
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OOCMUZJPDXYRFD-UHFFFAOYSA-L calcium;2-dodecylbenzenesulfonate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S([O-])(=O)=O.CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S([O-])(=O)=O OOCMUZJPDXYRFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 5
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N sulfonic acid Chemical compound OS(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 150000007824 aliphatic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- 239000010754 BS 2869 Class F Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-N benzenesulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940092714 benzenesulfonic acid Drugs 0.000 description 1
- ZOMBKNNSYQHRCA-UHFFFAOYSA-J calcium sulfate hemihydrate Chemical compound O.[Ca+2].[Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O ZOMBKNNSYQHRCA-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- BCBMWLMZWGMGOM-UHFFFAOYSA-L calcium;2,3-didodecylbenzenesulfonate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC(S([O-])(=O)=O)=C1CCCCCCCCCCCC.CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC(S([O-])(=O)=O)=C1CCCCCCCCCCCC BCBMWLMZWGMGOM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C04B20/00—Use of materials as fillers for mortars, concrete or artificial stone according to more than one of groups C04B14/00 - C04B18/00 and characterised by shape or grain distribution; Treatment of materials according to more than one of the groups C04B14/00 - C04B18/00 specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone; Expanding or defibrillating materials
- C04B20/10—Coating or impregnating
- C04B20/1018—Coating or impregnating with organic materials
- C04B20/1022—Non-macromolecular compounds
-
- 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
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/40—Surface-active agents, dispersants
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en tørr, partikkelformig hydraulisk sementsammensetning av fin partikkelstørrelse, en fremgangsmåte for å danne en hydrokarbonvæskeoppslemming som er direkte dispergerbar i vann og i en hydrokarbonvæske og en fremgangsmåte for å terminere strømmen av vann fra en gjennomtrengelig sone eller fraktur i en hydrokarbonproduserende underjordisk formasjon som penetreres av en brønnboring.
Dahl et al. beskriver i U.S. Patent 5.238.064 en fremgangsmåte for anvendelse av en sement av fin partikkelstørrelse i en hydrokarbonoppslemming for å forhindre strømningen av uønsket vann fra en formasjon under overflaten inn i en brønnboring. Den relevante delen av Dahl et al. er angitt nedenfor.
Underjordiske formasjoner produserer i noen tilfeller uønsket vann fra naturlige frakturer, så vel som fra frakturer produsert ved krefter som påtrykkes med hensikt eller tilfeldig under produksjonsoperasjoner. Det er kjent at slike frakturer tilveiebringer en minste motstands vei for strømmen av væske fra en formasjon til en brønnboring. Når fluidet som strømmer i en fraksjon hovedsakelig er olje, betraktes frakturen som fordelaktig og følgelig ønskelig; når imidlertid fluidet som strømmer i frakturen fra formasjonen til brønnboringen hovedsakelig er vann, anses frakturen som et problem og er følgelig uønsket. Ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan den uønskede frakturen fylles med fin sement for å plugge den igjen og derved avslutte strømmen av fluid deri.
Sementen av fin partikkelstørrelse ifølge foreliggende oppfinnelse kan plasseres i en underjordisk fraktur så vel som i en høypermeabilitetssone av formasjonen ved anvendelse av konvensjonelle fremgangsmåter. Sementen selv kan, selv om den er meget reaktiv på grunn av den lille partikkelstør-relsen, gjøres forbigående ikke-reaktiv ved å forhindre kontakt mellom den og vann før tidspunktet for den virkelige plasseringen av sementen i frakturen. Følgelig er den fine sementen ifølge foreliggende oppfinnelse dispergert i et relativt ikke-flyktig flytende hydrokarbon av lav viskositet, så som dieselolje, for å danne en pumpbar oppslemming av sement i olje.
Dispersjonen av sementen i det ikke-flyktige flytende hydrokarbonet må assisteres ved anvendelsen av et egnet overflateaktivt middel, som beskrives mer fullstendig i det følgende. I dette henseende er det oppdaget at en blanding av den fine sementen ifølge foreliggende oppfinnelse med det flytende hydrokarbonet, i fravær av et overflateaktivt middel, gir en blanding som har en viskositet som er så høy at blandingen ikke kan pumpes ved konvensjonelle fremgangsmåter inn i den ønskede lokasjonen i formasjonen. Anvendelse av det overflateaktive midlet, som beskrevet nedenfor, resulterer i en blanding av sement i hydrokarbon som har en tilstrekkelig lav viskositet til å tillate hensiktsmessig konvensjonell innføring av blandingen i den ønskede lokasjonen i formasjonen.
Videre er det også oppdaget at den høye, fordelaktige hydrauliske aktiviteten av sementen av fin partikkelstørrelse ifølge oppfinnelsen på negativ måte kan reduseres ved kontakt med et hydrokarbon, men at problemet kan unngås ved anvendelsen av det nedenfor nærmere omtalte overflateaktive midlet.
Følgelig er anvendelsen av et overflateaktivt middel nødvendig for å muliggjøre fremstilling av en sement i hydrokarbonoppslemming som har en tilstrekkelig lav viskositet til å tillate hensiktsmessig plassering i den ønskede sonen, og å forhindre den flytende hydrokarbonbæreren fra oljefukting av overflaten av sementen med liten partikkel-størrelse fordi slik oljefukting ville forårsake at den fine sementen lider et tap av hydraulisk aktivitet. Oppslemmingen innføres deretter i frakturen.
Etter at oppslemmingen av sement og olje er 1 frakturen vil vann som strømmer i frakturen langsomt komme i kontakt med sementen og derved gjøre sementen reaktiv slik at den initierer hydratisering, herding og endelig dannelse av en permanent plugg i frakturen. Ved denne teknikken vil sementen i hydrokarbon/overflateaktivt middel/sement-oppslemmingen bare herde når den kommer i kontakt med vann i frakturen og vil følgelig ikke herde dersom oppslemmingen trer inn i en fraktur inneholdende olje. Følgelig vil oljeproduserende deler av et reservoar forbli relativt skadefrie.
Som nevnt ovenfor avhenger vellykket formulering av en sement i hydrokarbonoljeoppslemming for å oppnå målene angitt ovenfor av tilstrekkelig dispersjon av sementen i oljen. I dette henseende oppnås en slik dispersjon ved å kombinere en hydrokarbonvæske, så som dieselolje, et oppløselig hydrokarbonvæske-overflateaktivt middel, som definert nedenfor, og sementen av fin partikkelstørrelse ifølge oppfinnelsen. Den foretrukne rekkefølgen for blanding av bestanddelene innbefatter tilsetning av den korrekte mengden overflateaktivt middel til hydrokarbonvæsken med omhyggelig blanding og deretter langsom tilsetning av sementen til blandingen olje/overflateaktivt middel under kontinuerlig blanding for å oppnå den ønskede oppslemmingen av uniform konsistens.
Det overf lateaktive midlet som her er nyttig, som er en oppløsning bestående av en aromatisk sulfonsyre eller et salt derav oppløst i en alkohol av lav molekylvekt, blandes med en hydrokarbonvæske, så som dieselolje, i en mengde i området på fra ca. 37,85 til ca. 94,63 og fortrinnsvis ca. 75,7 liter overflateaktivtmiddel-oppløsning pr. 3785 liter hydrokarbonvæske. Mengden hydrokarbonvæske som anvendes er avhengig av mengden av sement av fin partikkelstørrelse som anvendes og er i området på fra ca. 0,5 til ca. 0,83 liter hydrokarbonvæske pr. kg fin sement. Mengden av hydrokarbonvæske og overflateaktivt middel som anvendes, innenfor rammen av de ovenfor angitte forholdene, vil bestemme densiteten av den resulterende sement/hydrokarbonoppslemmingen hvori oppslem-mingsdensiteten er omvendt proporsjonal med mengden væske. Følgelig vil 1996 kg fin sement, 20,82 liter av et foretrukket overflateaktivt middel og 1040 liter diesel gi . en oppslemming som har en densitet på ca. 1,689 kg/liter, mens 1996 kg fin sement, 30,28 liter overflateaktivt middel og 1514 liter diesel vil gi en oppslemming som har en densitet på ca. 1,50 kg/liter.
Den ikke-flyktige hydrokarbonvæsken med lav viskositet som her er nyttig kan være en alifatisk forbindelse, så som heksan, heptan eller oktan, en aromatisk forbindelse så som benzen, troluen eller xylen og blandinger derav så som kerosint dieselolje, mineralolje og smøreolje. Som nevnt ovenfor, - innbefatter det overflateaktive midlet, som en vesentlig komponent, en aromatisk sulfonsyre eller et salt derav. Denne komponenten betegnes i noen tilfeller her som den organiske syre- eller saltkomponenten. Den organiske syrekomponenten er en forbindelse identifisert ved formlene: hvori Ri er valgt fra lineære alkylgrupper som inneholder 12 karbonatomer eller 16 til 24 karbonatomer og R£ og R3 er lineære alkylgrupper inneholdende 12 karbonatomer.
Forbindelser innenfor rammen av formlene (1) og (2) som her er kjent som nyttige er syrene selv så vel som jordalkalimetallsaltene derav. De foretrukne av slike salter er kalsiumsaltene og magnesiumsaltene.
Den foretrukne organiske syrekomponenten av det overflateaktive midlet ifølge foreliggende oppfinnelse er valgt fra gruppen bestående av kalsiumdodecylbenzensulfonat, kalsium-didodecylbenzensulfonat og kalsiumsalter av benzensulfonsyre som har lineære alkylgrupper inneholdende 16 til 24 karbonatomer. Den mest foretrukne er kalsiumdodecylbenzensulfonat.
I en videre sammenheng er den organiske syrekomponenten ment å innbefatte lineær alkylaromatisk sulfonsyre, lineær alkylaromatisk fosfonsyre, lineære alkylaromatiske sulfonater og lineære alkylaromatiske fosfonater som har minst en lineær alkylgruppe inneholdende minst åtte karbonatomer.
Alkoholoppløsningsmiddelkomponenten av lav molekylvekt av overflateaktivtmiddel-oppløsningen velges fra alifatiske alkoholer som har i området fra 1 til 5 karbonatomer, hvori isopropanol er foretrukket.
Alkoholen er til stede i overflateaktivtmiddel-oppløsningen i området på fra ca. 20 til ca. 40, og fortrinnsvis ca. 25 deler alkohol pr. 100 volumdeler av overflateaktivtmiddel-oppløsningen .
Den organiske syre- eller -saltkomponenten av overflateaktivtmiddel-oppløsningen er til stede i det overflateaktive midlet i området på fra ca. 60 til ca. 80, og fortrinnsvis ca. 75 deler syre eller salt pr. 100 volumdeler av overflateaktivtmiddel-oppløsningen.
På bakgrunn av ovenstående er det åpenbart at Dahl et al. lærer at overflateaktivtmiddel-oppløsningen først blandes med hydrokarbonvæsken med grundig blanding etterfulgt av langsom tilsetning av sementen til olje/overflateaktivtmiddel-blandingen med fortsatt blanding. Følgelig begrenser Dahl et al. sin oppfinnelse til anvendelsen av en sement-i-hydrokarbon oppslemming hvori sementfasen av oppslemmingen ikke herder med mindre oppslemmingen bringes i kontakt med vann. Dersom oppslemmingen ikke kommer i kontakt med vann nede i hullet, vil sementen ikke herde, og det oppstår et avfalls-avhendingsproblem idet oppslemmingen utvinnes med formasjonsfluider.
Det er nå oppdaget at sementen med fin partikkelstørrelse beskrevet av Dahl et al. først kan plasseres i kontakt med det overflateaktive midlet i påkrevede mengder og deretter lagres i tørr tilstand over lang tid uten tap av hydraulisk aktivitet. Den overflateaktivtmiddel-behandlede sementen, i det følgende betegnet "overflateaktivtmiddel-sement", kan deretter blandes med en hydrokarbonvæske for å utelukke vann for å oppnå resultatene beskrevet av Dahl et al. Den overflateaktivtmiddel-sementen kan også blandes direkte med vann for å danne en oppslemming av sement av fin partikkel-størrelse i vann for å utføre alle de forskjellige andre funksjonene som er beskrevet i U.S. 5.238.064 uten noen vesentlige endringer av oppnådde resultater. Kort uttrykt har man utelukkende ved å kontakte den tørre sementen med det overflateaktive midlet, istedenfor ved å blande tørr sement i en på forhånd fremstilt overflateaktivtmiddel/hydrokarbonvæske blanding, effektivt omdannet den anvendte sementen fra et materiale ment for ett enkelt formål til et flerbruks materiale (multipurpose material).
Ved foreliggende oppfinnelse tilveiebringes således sement-sammensetninger av fin partikkelstørrelse som kan dispergeres direkte i vann og i en hydrokarbonvæske, kjennetegnet ved at den innbefatter: en partikkelformig, hydraulisk sement av fin partikkelstørrelse som har anbragt derpå
et overflateaktivt middel valgt fra gruppen bestående av:
et aromatisk sulfonat som har formelen
et aromatisk sulfonat som har formelen
hvori Ri er en lineær alkylgruppe som inneholder 12 karbonatomer eller en lineær alkylgruppe innholdende fra 16 til 24 karbonatomer, R2 og R3 er lineære alkylgrupper inneholdende 12 karbonatomer, X er et alkali- eller jordalkalimetall og n er 1 eller 2,
og hvor videre partiklene av nevnte hydrauliske sement har diametere som ikke er større enn ca. 30
mikrometer og en Blaine f inhetsverdi som ikke er mindre enn ca. 6000 cm<2> pr. gram,
og hvor videre det nevnte overflateaktive midlet er avsatt på den hydrauliske sementen i en mengde i området på fra ca. 0,2 til ca. 1 vekt-% av sementsammensetningen .
De tørre partikkelformige sementsammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse består av en partikkelformig hydraulisk sement som har avsatt på sementpartiklene et overflateaktivt middel som muliggjør direkte dispergering av sementpartiklene i en hydrokarbonvæske, men det overflateaktive midlet vil ikke interferere med den direkte dis-pergeringen av sementen i vann og heller ikke i negativ retning påvirke egenskapene av vannoppslemmingen eller den herdede sementen.
Det overflateaktive midlet velges fra gruppen bestående av alkali- og jordalkalimetallsaltene av aromatiske sulfonsyrer. Spesielt egnede overflateaktive midler er alkali- og jordalkalimetallsaltene av dodecylbenzensulfonsyre.
Den tørre sementsammensetningen av fin partikkelstørrelse ifølge foreliggende oppfinnelse kan fremstilles ved å tilsette en spesifikk mengde av det overflateaktive midlet til en spesifikk mengde av tørr sement, så som en sekk, uten behov for noen blanding for derved å danne en enhetsmengde av overflateaktivtmiddel-sement; eller sammensetningen kan fremstilles i volummengder ved uniform blanding av en egnet mengde overflateaktivt middel med en egnet mengde sement. Overflateaktivtmiddel-sementen som derved er fremstilt kan lagres i spesifikke mengder, så som i sekker eller i volum, så som i siloer, for ubestemte tidsrom inntil de anvendes.
Når en sementeringsoperasjon utføres, kan overflateaktivtmiddel-sementen ifølge foreliggende oppfinnelse tilsettes direkte til vann på velkjent måte for å danne en oppslemming av sement i vann eller den kan tilsettes direkte til en hydrokarbonvæske for å danne en oppslemming av sement i olje.
Når overflateaktivtmiddel-sementen som anvendes er fremstilt ved uniform blanding av det overflateaktive midlet med sementen, kan en hvilken som helst mengde sement fjernes fra det blandede volumet for oppslemmingspreparering. Når imidlertid overflateaktivtmiddel-sementen som anvendes ikke er fremstilt ved uniform blanding av det overflateaktive midlet med sementen, må en hel enhetsmengde overflateaktivtmiddel-sement anvendes for å oppnå ønskede resultater.
Således er" det ifølge oppfinnelsen tilveiebrakt en fremgangsmåte for å danne en hydrokarbonvæskesementoppslemming kjennetegnet ved at den innbefatter blanding av en hydrokarbonvæske med relativt lav viskositet med en tørr, partikkelformig hydraulisk sementsammensetning av fin partikkel-størrelse, hvor sementsammensetningen består av en partikkelformig, hydraulisk sement med fin partikkelstørrelse som har anbragt derpå et overflateaktivt middel, hvor det overflateaktive midlet velges fra gruppen bestående av:
et aromatisk sulfonat som har formelen et aromatisk sulfonat som har formelen
hvor Ri er en lineær alkylgruppe som inneholder 12 karbonatomer eller en lineær alkylgruppe inneholdende fra 16 til 24 karbonatomer, R2 og R3 er lineære alkylgrupper inneholdende 12 karbonatomer, X er et alkali- eller jordalkalimetall og n er 1
eller 2,
hvor hydrokarbonvæsken med relativt lav viskositet velges fra gruppen bestående av kerosin, dieselolje, mineralolje og smøreolje,
hvor partiklene av nevnte hydrauliske sement har diametere som ikke er større enn ca. 30 mikrometer og en Blaine finhetsverdi som ikke er mindre enn ca. 6000 cm<2> pr. gram.
Foretrukne trekk ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fremgår fra medfølgende krav 6 - 9 og som vist nedenfor i beskrivelsen.
Dessuten er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for terminering av strømmen av fann fra en gjennomtrengelig sone eller fraktur i en hydrokarbonproduserende underjordisk formasjon som penetreres av en brønnboring, kjennetegnet ved at den innbefatter trinnene: (a) fremstilling av en sementoppslemming ved å blande en hydrokarbonvæske av relativt lav viskositet med en tørr, hydraulisk sementsammensetning av fin partik-kelstørrelse bestående av en hydraulisk sement av fin partikkelstørrelse som har anbragt derpå et overflateaktivt middel; hvorved nevnte partikler av den nevnte hydrauliske sementen har diametere som ikke er større enn ca. 30 mikrometer og en Blaine finhet på ikke mindre enn ca. 6000 kvadratcentimeter pr. gram. (b) innføring av nevnte sementoppslemming i den gjennomtrengelige sonen eller frakturen ved hjelp av nevnte brønnboring i et volum som er tilstrekkelig til å danne en sementplugg deri når sementen i nevnte oppslemming bringes i kontakt med vann; og (c) opprettholdelse av nevnte oppslemming i sonen eller frakturen i et tidsrom hvorved sementen i nevnte oppslemming bringes i kontakt med vann i sonen eller frakturen og en vann-ugjennomtrengelig sementplugg dannes deri,
hvor nevnte overflateaktive middel er valgt fra
-gruppen bestående av:
et aromatisk sulfonat som har formelen
et aromatisk sulfonat som har formelen
hvor Ri er en lineær alkylgruppe som inneholder 12 karbonatomer eller en lineær alkylgruppe inneholdende fra 16 til 24 karbonatomer, R2 og R3 er lineære
alkylgrupper inneholdende 12 karbonatomer, X er et alkali- eller jordalkalimetall og n er 1 eller 2.
Fremgangsmåtene for å danne en hydrokarbonvæskesementoppslemming består av blanding av en hydrokarbonvæske av relativt lav viskositet med overflateaktivtmiddel-sementsammensetningen ifølge oppfinnelsen. Fremgangsmåtene for terminering av strømmen av vann fra en gjennomtrengelig sone eller fraktur i en hydrokarbonproduserende underjordisk formasjon innbefatter trinnene med blanding av en hydrokarbonvæske av relativt lav viskositet med overflateaktivtmiddel-sementsammensetningen ifølge foreliggende oppfinnelse for derved å danne en hydrokarbonvæskesementoppslemming, ved innføring av oppslemmingen i en gjennomtrengelig sone eller fraktur i et volum som er tilstrekkelig til å danne en sementplugg deri og opprettholdelse av oppslemmingen i sonen eller frakturen i et tidsrom som er tilstrekkelig for at sementen i oppslemmingen skal bringes i kontakt med vannet i sonen eller frakturen og danne en vann-ugjennomtrengelig sementplugg deri.
De tørre, hydrauliske sementsammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter en hydraulisk sement av fin partikkelstørrelse som har et overflateaktivt middel anbragt derpå for å muliggjøre direkte dispergering av sementen i en hydrokarbonvæske. Det avsatte overflateaktive midlet interferer ikke med den direkte dispersjonen av sementen i vann.
En hvilken som helst av en rekke partikkelformige hydrauliske sementer kan anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse. For eksempel Portland sement, sement med høyt aluminiumoksidinn-hold, slagg, ASTM klasse F flyveaske med kalk, ASTM klasse C flyveaske, kondensert silisiumoksid damputfelt med kalk og gipssement (kalsiumsulfathemihydrat) er anvendelige. Av disse er Portland sement, slagg og blandinger av Portland sement og slagg foretrukne, med Portland sement som mest foretrukket. De partikkelformige hydrauliske sementene som anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse har partikler av diametere som ikke er større enn ca. 30 mikrometer. Portland sement av liten partikkelstørrelse er beskrevet i U.S. Patent nr. 4.160.674 av 10. juli 1979, Sawyer. Fremgangsmåte for å anvende Portland sement av så liten partikkelstørrelse og andre sementholdige materialer så som slagg, og blandinger av slagg og Portland sement ved brønnsementering, er beskrevet i Dahl et al., nevnt ovenfor, i U.S. Patent nr. 5.121.795 med tittelen "Squeeze Cementing" utstedt 16. juni 1992, og i U.S. Patent nr. 5.125.455 med tittelen "Primary Cementing" utstedt 30. juni 1992.
Den hydrauliske sementen av liten partikkelstørrelse som anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse, fortrinnsvis Portland sement, slagg og blandinger av Portland sement og slagg, utgjøres av partikler som har diametere som ikke er større enn ca. 30 mikrometer, mer foretrukket ikke større enn ca. 17 mikrometer og enda mer foretrukket ikke større enn ca. 11 mikrometer. Fordelingen av partiklene med forskjellig størrelse innenfor de sementholdige materialene er fortrinnsvis slik at 90 % av partiklene har en diameter som ikke er større enn ca. 25 mikrometer, mer foretrukket ca. 10 mikrometer og enda mer foretrukket ca. 7 mikrometer, 50 # av partiklene har en diameter som ikke er større enn ca. 10 mikrometer, mer foretrukket ca. 6 mikrometer og enda mer foretrukket ca. 4 mikrometer, og 20 % av partiklene har en diameter som ikke er større enn ca. 5 mikrometer, mer foretrukket ca. 3 mikrometer og enda mer foretrukket ca. 2 mikrometer. Blaine Fineness-verdien av partiklene er fortrinnsvis ikke mindre enn ca. 6000 cm<2> pr. gram. Mer foretrukket er Blaine Fineness-verdien ikke mindre enn ca. 7000, enda mer foretrukket ca. 10.000 og mest foretrukket ikke mindre enn ca. 13.000 cm<2> pr. gram.
Det overflateaktive midlet som er nyttig ved foreliggende oppfinnelse er et salt av en aromatisk sulfonsyre valgt fra gruppen bestående av aromatiske sulfonater som har formelen
og aromatiske sulfonater som har formelen
hvor Ri er en lineær alkylgruppe som har 12 karbonatomer eller en lineær alkylgruppe inneholdende fra 16 til 24 karbonatomer, R2°6 ^3 er lineære alkylgrupper inneholdende 12 karbonatomer, X er et alkali- eller jordalkalimetall og n er 1 eller 2. Overflateaktive midler av typen beskrevet ovenfor foretrukket for anvendelse ifølge foreliggende oppfinnelse er de som er valgt fra gruppen bestående av jordalkalimetallsalter av dodecylbenzensulfonsyre, med kalsiumdodecylbenzensulfonat som den mest foretrukne.
Det overflateaktive midlet kan kombineres med den partikkelformige hydrauliske sementen som anvendes på forskjellige måter. For eksempel kan det overflateaktive midlet oppløses i et egnet oppløsningsmiddel for derved å danne en overflateaktivtmiddel-oppløsning. Overflateaktivtmiddel-oppløsningen kan deretter direkte injiseres i en spesifikk mengde av sement av fin partikkelstørrelse uten noe behov for forsøk på uniformt å blande oppløsningen med sementen for derved å danne en enhetsmengde av overflateaktivtmiddel-sement. Som eksempel kan en spesifikk mengde av overflateaktivtmiddel-oppløsning i en hypodermisk nål injiseres i en sekk med sement av fin partikkelstørrelse for derved å danne en enhetsmengde av overflateaktivtmiddel-sement. Enhetsmengdén av overflateaktivtmiddel-sement kan anvendes straks eller den kan lagres i et ubestemt tidsrom før anvendelse uten tap av hydraulisk aktivitet. Når sementen blandes med en hydrokarbonvæske, må hele enhetsmengdén anvendes for å sikre at de korrekte mengdene av sement og overflateaktivt middel blandes i hydrokarbonmediet.
Overflateaktivtmiddel-oppløsningen kan også sprayes på et volum av partikkelformig hydraulisk sement eller på annen måte uniformt blandes med den partikkelformige hydrauliske sementen etterfulgt av fjernelsen av alkoholoppløsningsmidlet ved fordampning. Fjernelsen av oppløsningsmidlet forårsaker at det aromatiske sulfonsyresalt-overflateaktivtmidlet avsettes på sementpartiklene.
Den blandede overflateaktivtmiddel-sementen kan anvendes straks i en hvilken som helst mengde eller den kan lagres i et ubestemt tidsrom før anvendelse uten tap av hydraulisk aktivitet og deretter anvendes i en hvilken som helst mengde.
Oppløsningsmidlet for det overflateaktive midlet kan være en eller flere alkoholer av lav molekylvekt, så som alifatiske alkoholer som inneholder i området på fra 1 til ca. 5 karbonatomer eller en mengde i området på fra ca. 60 til ca. 80 deler overflateaktivt middel pr. 100 volumdeler oppløs-ning.
En spesielt foretrukket overflateaktivtmiddel-oppløsning består av 66 vekt-# kalsiumdodecylbenzensulfonat, 17 vekt-# n-butanol, 16 vekt-# petroleumsoppløsningsmiddel (CAS nr. 64742-95-6) og 1 vekt-% naftalen.
Den spesielle mengden av overflateaktivt middel avsatt på sementpartiklene er fortrinnsvis en mengde i området på fra ca. 0,2 til ca. 1 vekt-# av den resulterende overflateaktivtmiddel-sementsammensetningen, mest foretrukket en mengde på ca. 0,5 vekt-# av overflateaktivtmiddel-sementsammensetningen.
Som nevnt ovenfor, er de part.ikkelformige sementsammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse direkte dispergerbare i en hydrokarbonvæske. Det vil si, fremgangsmåtene for å danne en hydrokarbonvæskeoppslemming ved anvendelse av den partikkelformige hydrauliske sementen ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter grunnleggende direkte blanding av den hydrauliske sementsammensetningen ifølge foreliggende oppfinnelse med en hydrokarbonvæske av relativt lav viskositet i en mengde i området på fra ca. 0,84 kg til ca. 1,92 kg sementsammensetning pr. liter hydrokarbonvæske.
En rekke hydrokarbonvæsker av relativt lav viskositet kan anvendes. For eksempel kan hydrokarbonvæsken være en alifatisk forbindelse så som heksan, heptan eller oktan, en aromatisk forbindelse så som benzen, toluen eller xylen og blandinger av slike forbindelser så som kerosin, dieselolje, mineralolje og smøreolje. Generelt er en hydrokarbonvæske valgt fra gruppen bestående av kerosin, dieselolje, mineralolje og smøreolje foretrukket, mens dieselolje er mest foretrukket.
Som nevnt ovenfor innbefatter underjordiske formasjoner ofte gjennomtrengelige soner eller streker, naturlige frakturer og/eller frakturer produsert ved krefter som påtrykkes med hensikt eller utilsiktet under produksjonsoperasjoner. Det er slike soner og frakturer tilveiebringer minste motstands vei for strømmen av fluider fra en formasjon til en brønnboring. Når fluidet som flyter hovedsakelig er et hydrokarbonfluid, anses sonen eller frakturen som fordelaktig og følgelig ønskelig. Når imidlertid fluidet som flyter i sonen eller frakturen fra formasjonen til brønnboringen hovedsakelig er vann, betraktes sonen eller frakturen som et problem og følgelig som uønsket.
Ved fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse termi-neres altså den uønskede strømmen av vann fra en gjennomtrengelig sone eller fraktur i en hydrokarbonproduserende underjordisk formasjon. Det vil si, en hydrokarbonvæskesementoppslemming produseres først ved direkte blanding av en hydrokarbonvæske av relativt lav viskositet av typen omtalt ovenfor med den tørre hydrauliske sementsammensetningen av fin partikkelstørrelse ifølge foreliggende oppfinnelse. Den resulterende hydrokarbonvæske-sementoppslemmingen innføres i den gjennomtrengelige sonen eller frakturen i den underjordiske formasjonen ved hjelp av brønnboringen i et volum som er tilstrekkelig til å danne en sementplugg deri når sementen i oppslemmingen bringes i kontakt med vann. Oppslemmingen holdes i sonen eller frakturen i et tidsrom hvorved sementen i oppslemmingen bringes i kontakt med vann i sonen eller frakturen og en vann-ugjennomtrengelig sementplugg dannes deri. Sementen i en hvilken som helst del av oppslemmingen som ikke bringes i kontakt med vann i sonen eller frakturen vil ikke herde og vil produseres tilbake fra den underjordiske formasjonen. Følgelig vil hydrokarbonproduserende deler av formasjonen forbli relativt skadefrie.
De følgende eksemplene er angitt for ytterligere å illustrere sementsammensetningene og fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen .
Eksempel 1:
Forskjellige vandige sementoppslemminger ble fremstilt ved anvendelse av en Portland sementsammensetning av liten partikkelstørrelse ifølge foreliggende oppfinnelse, dvs. sementpartiklene hadde et dispersjonsmiddel av typen som her er beskrevet avsatt på disse. Andre vandige sementoppslemminger ble fremstilt ved å anvende vanlig Portland sement av liten partikkelstørrelse. Sementsammensetningene ble undersøkt med henblikk på kompresjonsstyrke ved forskjellige temperaturer og med henblikk på fluidtapskontrollegenskaper i henhold til forsøksfremgangsmåtene beskrevet i API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10A, 21. utgave, datert 1. september 1991, fra American Petroleum Institute, Washington, D.C. Beskrivelsene av sementsammensetningene og forsøksresultatene er angitt i tabellene I t.o.m. III nedenfor. Resultatene av fluidtaps-kontrollforsøkene er angitt i tabell IV nedenfor.
Fra tabellene I-IV fremgår det at sementsammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse gir gode kompresjonsstyrker og har gode fluidtapskontrollegenskaper sammenlignbare med Portland sement. Det fremgår også fra tabellene I - III at herdetiden for sementen ifølge fareliggende oppfinnelse er retardert med hensyn til sement som ikke er behandlet med det overflateaktive midlet.
Eksempel 2:
En sementsammensetning ifølge foreliggende oppfinnelse fremstilles ved å spraye 11,36 liter av en 50 % av kalsiumdodecylbenzensulfonat i et blandet hydrokarbonoppløsnings-middel på 1134 kg Portland sement av liten partikkelstørrelse og avdampe oppløsningsmidlet. Oppløsningsmidlet besto av 48,1 vekt-# isopropanol, 25 vekt-# butanol, 24 vekt-# petroleum-oppløsningsmiddel (CAS nr. 64742-95-6) og 2,5 vekt-# naftalen. 50 g av den resulterende sementsammensetningen ble blandet med 25 g kerosin, og den resulterende kerosin-sementoppslemmingen ble blandet med 2,5 g vann. Den dannede oppslemmingen var en stiv gel 15 minutter etter at vannet var tilsatt.
En kerosin-sementoppslemming ble fremstilt ifølge fremgangsmåten til Dahl et al. ved å tilsette 0,17 g av en 50 vekt-# isopropanoloppløsning av kalsiumdodecylbenzensulfonat til 25 g kerosin etterfulgt av blanding av 50 g Portland sement av fin partikkelstørrelse med dette. Etter tilsetning av 2,5 g vann til kerosin-sementoppslemmingen ble det dannet en stiv gel i løpet av 30 minutter.
Eksempel 3:
Overflateaktivtmiddel-sement ble fremstilt ved uniformt å blande 1134 kg Portland sement av fin partikkelstørrelse, kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Company under betegnelsen "MICRO MATRIX" med 7,6 liter overflateaktivtmiddel-oppløsning, kommersielt tilgjengelig fra WITCO Chemical Company under betegnelsen "Witconate 605A".
Overflateaktivtmiddel-oppløsningen besto på vektprosentbasis av:
Etter at oppløsningsmidlet var avdampet for å gi en tørr Portland sement av fin partikkelstørrelse, ble den behandlede sementen, betegnet som overflateaktivtmiddel-sement, sammenlignet med ubehandlet sement, betegnet som "Micro Matrix" sement - på basis av fortykningstid, kompresjonsstyrke og fluidtap. Forsøkene ble basert på vannoppslemminger av sementen som nærmere angitt i tabellene V-VII nedenfor.
Claims (10)
- 5 1. Tørr, hydraulisk sementsammensetning av fin partikkelstør-relse som er direkte dispergerbar i vann og i en hydrokarbonvæske , karakterisert ved at den innbefatter :10 en partikkelformig, hydraulisk sement av fin partikkelstørrelse som har anbragt derpå et" overflateaktivt middel valgt fra gruppen bestående 15^av: et aromatisk sulfonat som har formelen 25 et aromatisk sulfonat som har formelen55 hvori Ri er en lineær alkylgruppe som inneholder 12 karbonatomer eller en lineær alkylgruppe innholdende fra 16 til 24 karbonatomer, R2 og R3 er lineære alkylgrupper inneholdende 12 karbonatomer, X er et alkali- eller jordalkalimetall og n er 1 eller 2, og hvor videre partiklene av nevnte hydrauliske sement har diametere som ikke er større enn ca. 30 mikrometer og en Blaine finhetsverdi som ikke er mindre enn ca. 6000 cm<2> pr. gram, og hvor videre det nevnte overflateaktive midlet er avsatt på den hydrauliske sementen i en mengde i området på fra ca. 0,2 til ca. 1 vekt-56 av sementsammensetningen.
- 2. Sementsammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at det overflateaktive midlet er valgt fra gruppen bestående av jordalkalimetallsalter av dodecylbenzensulfonsyre.
- 3. Sementsammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at den hydrauliske sementen er valgt fra gruppen bestående av Portland sement, slagg eller blandinger derav.
- 4 . Sementsammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at den hydrauliske sementen er Portland sement og det overflateaktive midlet er kalsiumdodecylbenzensulfonat.
- 5 . Fremgangsmåte for å danne en hydrokarbonvæske-sementoppslemming, karakterisert ved at den innbefatter blanding av en hydrokarbonvæske med relativt lav viskositet med en tørr, partikkelformig hydraulisk sementsammensetning av fin partikkelstørrelse, hvor sementsammensetningen består av en partikkelformig, hydraulisk sement med fin partikkel-størrelse som har anbragt derpå et overflateaktivt middel, hvor det overflateaktive midlet velges fra gruppen bestående av: et aromatisk sulfonat som har formelen ef aromatisk sulfonat som har formelen hvor er en lineær alkylgruppe som inneholder' 12 karbonatomer eller en lineær alkylgruppe inneholdende fra 16 til 24 karbonatomer, Rg og R3 er lineære alkylgrupper inneholdende 12 karbonatomer, X er et alkali- eller jordalkalimetall og n er 1 eller 2, hvor hydrokarbonvæsken med relativt lav viskositet velges fra gruppen bestående av kerosin, dieselolje, mineralolje og smøreolje, hvor partiklene av nevnte hydrauliske sement har diametere som ikke er større enn ca. 30 mikrometer og en Blaine finhetsverdi som ikke er mindre enn ca. 6000 cm<2> pr. gram.
- 6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at det overflateaktive midlet velges fra gruppen bestående av jordalkalimetallsalter av dodecylbenzensulfonsyre.
- 7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at den hydrauliske sementen velges fra gruppen bestående av Portland sement, slagg eller blandinger derav.
- 8. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at den hydrauliske sementen er Portland sement og nevnte overflateaktive middel er kalsiumdodecylbenzensulfonat.
- 9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert ved at den hydrauliske sementen er til stede i nevnte oppslemming i en mengde i området på fra ca. 0,84 kg til ca. 1,92 kg pr. liter hydrokarbonvæske deri.
- 10. Fremgangsmåte for terminering av strømmen av vann fra en gjennomtrengelig sone eller fraktur i en hydrokarbonproduserende underjordisk formasjon som penetreres av en brønnboring karakterisert ved at den innbefatter trinnene: (a) fremstilling av en sementoppslemming ved å blande en hydrokarbonvæske av relativt lav viskositet med en tørr, hydraulisk sementsammensetning av fin partik-kelstørrelse bestående av en hydraulisk sement av fin partikkelstørrelse som har anbragt derpå et overflateaktivt middel; hvorved nevnte partikler av den nevnte hydrauliske sementen har diametere som ikke er større enn ca. 30 mikrometer og en Blaine finhet på ikke mindre enn ca. 6000 kvadratcentimeter pr. gram. (b) innføring av nevnte sementoppslemming i den gjennomtrengelige sonen eller frakturen ved hjelp av nevnte brønnboring i et volum som er tilstrekkelig til å danne en sementplugg deri når sementen i nevnte oppslemming bringes i kontakt med vann; og (c) opprettholdelse av nevnte oppslemming i sonen eller frakturen i et tidsrom hvorved sementen i nevnte oppslemming bringes i kontakt med vann i sonen eller ^frakturen og en vann-ugjennomtrengelig sementplugg dannes deri, hvor nevnte overflateaktive middel er valgt fra gruppen bestående av: et aromatisk sulfonat som har formelen et aromatisk sulfonat som har formelen hvor Ri er en lineær alkylgruppe som inneholder 12 karbonatomer eller en lineær alkylgruppe inneholdende fra 16 til 24 karbonatomer, R2 og R3 er lineære alkylgrupper inneholdende 12 karbonatomer, X er et alkali- eller jordalkalimetall og n er 1 eller 2.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US8553093A | 1993-06-30 | 1993-06-30 | |
US08/156,149 US5348584A (en) | 1993-06-30 | 1993-11-23 | Hydrocarbon liquid and water dispersible particulate cement compositions |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO942275D0 NO942275D0 (no) | 1994-06-16 |
NO942275L NO942275L (no) | 1995-01-02 |
NO313513B1 true NO313513B1 (no) | 2002-10-14 |
Family
ID=26772829
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19942275A NO313513B1 (no) | 1993-06-30 | 1994-06-16 | Törr, hydraulisk sementsammensetning av fin partikkelstörrelse, fremgangsmåte for å danne enhydrokarbonv¶skesementoppslemming og for å terminere vannströmmenfra en brönnboring |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5348584A (no) |
EP (1) | EP0633389B1 (no) |
BR (1) | BR9402491A (no) |
CA (1) | CA2126652C (no) |
DE (1) | DE69413610T2 (no) |
NO (1) | NO313513B1 (no) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5488991A (en) * | 1994-10-24 | 1996-02-06 | Shell Oil Company | Alumina wellbore cement composition |
ES2157308T3 (es) * | 1994-11-28 | 2001-08-16 | Rhodia Chimie Sa | Gel de un medio apolar, su utilizacion para la preparacion de fluidos de perforacion a base de agua. |
US5709267A (en) * | 1995-10-23 | 1998-01-20 | Amoco Corporation | Aqueous particulate dispersion for reducing the water influx rate into a wellbore |
US6616751B1 (en) | 2000-11-13 | 2003-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Water-selective cementing composition |
US6983800B2 (en) * | 2003-10-29 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, cement compositions and oil suspensions of powder |
US7067000B1 (en) | 2005-02-22 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing using a fluid loss control additive |
US7399355B2 (en) * | 2005-02-22 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additive and cement compositions comprising same |
JP2007018198A (ja) * | 2005-07-06 | 2007-01-25 | Sony Corp | リンク情報付きインデックス情報生成装置、タグ情報付き画像データ生成装置、リンク情報付きインデックス情報生成方法、タグ情報付き画像データ生成方法及びプログラム |
US7575055B2 (en) * | 2006-07-05 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable nonaqueous cement slurries and methods of using same |
US20090107676A1 (en) * | 2007-10-26 | 2009-04-30 | Saunders James P | Methods of Cementing in Subterranean Formations |
US8485255B2 (en) * | 2010-06-17 | 2013-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc | Water-based fluid loss additive containing an amphiphilic dispersant for use in a well |
IT1403889B1 (it) * | 2010-12-27 | 2013-11-08 | Eni Spa | Metodo per la riduzione del coning in pozzi a olio mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera |
IT1406671B1 (it) * | 2010-12-27 | 2014-03-07 | Eni Spa | Metodo per il recupero di olio da un giacimento mediante fluidi micro(nano)strutturati a rilascio controllato di sostanze barriera |
US20130319672A1 (en) * | 2012-06-04 | 2013-12-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of Using Wellbore Servicing Compositions |
MX369396B (es) * | 2012-12-31 | 2019-11-07 | M I Drilling Fluids Uk Ltd | Composiciones fijas a demanda para curar perdida de fluidos. |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126958A (en) * | 1964-03-31 | Cementing casing | ||
US2172076A (en) * | 1928-05-05 | 1939-09-05 | Ig Farbenindustrie Ag | Production of porous building materials |
US3232777A (en) * | 1963-02-04 | 1966-02-01 | Edward G W Bush | Cementitious composition and method of preparation |
US3769051A (en) * | 1972-06-15 | 1973-10-30 | G Hardin | Set retarder and air-entrainer composition for mortar |
US4187118A (en) * | 1977-08-12 | 1980-02-05 | Denki Kagaku Kogyo Kabushiki Kaisha | Concrete composition for making concrete moldings and method for making such concrete moldings |
FR2407184A1 (fr) * | 1977-10-28 | 1979-05-25 | Rhone Poulenc Ind | Procede pour ameliorer la mise en oeuvre et les proprietes mecaniques des compositions de ciment hydraulique |
US4224076A (en) * | 1978-12-11 | 1980-09-23 | Martin Marietta Corporation | Non-plastic hydraulic cement mixes and process for improving such mixes |
US4223733A (en) * | 1978-12-26 | 1980-09-23 | Texaco Inc. | Method for cementing oil wells |
FR2613354B1 (fr) * | 1987-04-02 | 1989-06-16 | Atochem | Utilisation de composes tensio-actifs polyfluores comme agents plastifiants-reducteurs d'eau dans les mortiers et betons |
US5016711A (en) * | 1989-02-24 | 1991-05-21 | Shell Oil Company | Cement sealing |
US4931192A (en) * | 1989-03-22 | 1990-06-05 | The University Of Tennessee Research Corporation | Method for the disposal of hazardous non-polar organic wastes |
CS274849B2 (en) * | 1989-03-30 | 1991-11-12 | Ustav Chemie Skelnych A Kerami | Method of portland clinker grinding for plasterless portland cements production |
US5121795A (en) * | 1991-01-08 | 1992-06-16 | Halliburton Company | Squeeze cementing |
US5238064A (en) * | 1991-01-08 | 1993-08-24 | Halliburton Company | Squeeze cementing |
US5125455A (en) * | 1991-01-08 | 1992-06-30 | Halliburton Services | Primary cementing |
-
1993
- 1993-11-23 US US08/156,149 patent/US5348584A/en not_active Expired - Lifetime
-
1994
- 1994-06-16 NO NO19942275A patent/NO313513B1/no unknown
- 1994-06-22 BR BR9402491A patent/BR9402491A/pt not_active Application Discontinuation
- 1994-06-23 CA CA002126652A patent/CA2126652C/en not_active Expired - Fee Related
- 1994-06-30 DE DE69413610T patent/DE69413610T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1994-06-30 EP EP94304787A patent/EP0633389B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0633389A1 (en) | 1995-01-11 |
EP0633389B1 (en) | 1998-09-30 |
CA2126652C (en) | 2003-09-16 |
NO942275D0 (no) | 1994-06-16 |
CA2126652A1 (en) | 1994-12-31 |
BR9402491A (pt) | 1995-03-14 |
US5348584A (en) | 1994-09-20 |
DE69413610T2 (de) | 1999-02-25 |
DE69413610D1 (de) | 1998-11-05 |
NO942275L (no) | 1995-01-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0564294B1 (en) | Squeeze cementing | |
CA1082438A (en) | Spacer composition and method of use | |
US3850248A (en) | Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement | |
US4687516A (en) | Liquid fluid loss control additive for oil field cements | |
NO313513B1 (no) | Törr, hydraulisk sementsammensetning av fin partikkelstörrelse, fremgangsmåte for å danne enhydrokarbonv¶skesementoppslemming og for å terminere vannströmmenfra en brönnboring | |
US6273191B1 (en) | Cementing casing strings in deep water offshore wells | |
US5151131A (en) | Cement fluid loss control additives and methods | |
EP1238952B1 (en) | Well cement composition for deep water offshore wells | |
CA2407365A1 (en) | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods | |
US2614998A (en) | Low water-loss cement slurry | |
US4742094A (en) | Low fluid loss salt saturated cement slurries, additives and methods | |
NO173820B (no) | Fremgangsmaate for sementering av en ledning som gjennomtrenger en jordformasjon | |
AU2002300707B2 (en) | Methods of drilling well bores using invertible oil external-water internal drilling fluids | |
EP1341734A2 (en) | Foamed well cement slurries, additives and methods | |
NO305238B1 (no) | Br°nnsementblanding med forbedrede egenskaper og fremgangsmÕte for sementering av en underjordisk sone | |
NO165391B (no) | Anvendelse av et kondensasjonsprodukt av keton, aldehyd og syregruppeinnfoerende forbindelse i saltholdige sementeringssystemer. | |
NO321188B1 (no) | Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner | |
WO1999037594A1 (en) | Universal well cement additives and methods | |
CA2510951A1 (en) | Reactive sealing compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean formations and methods | |
WO1993013029A1 (en) | Fluid loss additives for cementing compositions | |
EP1309522A1 (en) | Set retarders for foamed cements | |
US4791989A (en) | Low fluid loss salt saturated cement slurries, additives and methods | |
EP1336594A1 (en) | Cement compositions for sealing subterranean zones | |
US7363977B2 (en) | Prevention of latex inversion in saltwater cement compositions for use in subterranean formations and associated methods | |
US4124075A (en) | Use of oil-wetting spacers in cementing against evaporites |