NO316442B1 - Method of low temperature cementation around a casing and / or sealing of oil wells running through subsurface formation or underwater to prevent gas migration - Google Patents
Method of low temperature cementation around a casing and / or sealing of oil wells running through subsurface formation or underwater to prevent gas migration Download PDFInfo
- Publication number
- NO316442B1 NO316442B1 NO19996388A NO996388A NO316442B1 NO 316442 B1 NO316442 B1 NO 316442B1 NO 19996388 A NO19996388 A NO 19996388A NO 996388 A NO996388 A NO 996388A NO 316442 B1 NO316442 B1 NO 316442B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cement
- water
- gas migration
- oil wells
- casing
- Prior art date
Links
- 238000013508 migration Methods 0.000 title claims description 19
- 230000005012 migration Effects 0.000 title claims description 19
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 33
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 32
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 claims description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 2
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229940094522 laponite Drugs 0.000 claims description 2
- XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B lithium magnesium sodium silicate Chemical compound [Li+].[Li+].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Na+].[Na+].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3 XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B 0.000 claims description 2
- 239000011368 organic material Substances 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 claims description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N sulfonic acid Chemical class OS(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims 3
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims 1
- 238000003339 best practice Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 11
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 9
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 4
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 238000003723 Smelting Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000007580 dry-mixing Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000007712 rapid solidification Methods 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- -1 sulphonic acid salts Chemical compound 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Chemical Vapour Deposition (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en metode ved sementenng ved lav temperatur oImkring foringsrør og / eller tetting av oljebrønner som løper gjennom undergrunnsformasjon over eller under vann for å hindre gassmigrasjon The invention relates to a method of cement sealing at low temperature around casing and/or sealing oil wells that run through underground formations above or below water to prevent gas migration
Kalsiumnitrat Ca(N03)2 har blitt anvendt i betongindustrien i en årrekke som akselerator for å redusere avbindingstid der klondholdige akseleratorer ikke kan benyttes Dette betyr at stoffet akselerer settetid, men har en marginal effekt på kompresjonsstyrkens utvikling Produktet er tilgjengelig for bruk og er miljømessig akseptert for bruk i Nordsjøen Calcium nitrate Ca(N03)2 has been used in the concrete industry for a number of years as an accelerator to reduce setting time where clod-containing accelerators cannot be used This means that the substance accelerates setting time, but has a marginal effect on the development of compressive strength The product is available for use and is environmentally accepted for use in the North Sea
Fra patenthtteraturen hitsettes 11 publikasjoner der ingen har referanse til sementblandinger som nyttes ved lavere temperaturer From the patent holder, 11 publications are listed, none of which have a reference to cement mixtures that are used at lower temperatures
- WO 98/18739 som beskriver en generell akselerasjon av størkning i betong, uten referanse til filtertap og gassmigrasjon - WO 97/19032 som beskriver generell akselerasjon blant annet i kombinasjon med fettsyre, uten referanse til filtertap og gassmigrasjon - WO 82/04 38 beskriver kombinert bruk av Ca(N03)2, alene og med DEA / TEA og liknende i betong uten referanse til filtertap og gassmigrasjon US 5 211 751 beskriver ikke Ca(N03)2 men aminosyredenvater uten relasjoner til filtertap eller gassmigrasjon - US 4 747,877 beskriver akselerasjon av størkning / hurtigstørknmg ved 20 - 55 <0> C uten referanse til filtertap og gassmigrasjon - US 5,340 385 omhandler generelt kombinasjon av salttype akselerator med lav molekytvekt glykoler uten referanse til filtertap og gassmigrasjon - US 5 213,160 omhandler oljeslam som størkner ved å tilsette stoff som reagerer med vann uten referanse til Ca(N03)2 filtertap og gassmigrasjon - WO Al 9818739 angår generell akselerasjon av settetid og styrkeoppbygging av betong og angår ikke bruk av det angjeldende materiale i oljebrønner og dertil hørende sementblandinger efler gassmigrasjon og filtertap i slike - WO Al 9719032 angår akselerasjon av betong og omtaler ikke det angjeldende materiale spesielt Den angår ikke bruk av det angjeldende materiale i oljebrønner og dertil hørende sementblandinger eller gassmigrasjon ogv filtertap i slike - WO Al 8204038 angår generell akselerasjon av settetid og styrkeoppbygging av betong Den angår ikke bruk av det angjeldende materiale i oljebrønner og dertil hørende sementblandinger eller gassmigrasjon og filtertap i slike - US 5370181 beskriver en metode som angår konvertering av boreslam til et settbart materiale ved tilsetning av smelteovnslagg ( eng slag mix) Portland sement benyttes ikke - WO 98/18739 which describes a general acceleration of solidification in concrete, without reference to filter loss and gas migration - WO 97/19032 which describes general acceleration inter alia in combination with fatty acid, without reference to filter loss and gas migration - WO 82/04 38 describes combined use of Ca(N03)2, alone and with DEA / TEA and similar in concrete without reference to filter loss and gas migration US 5 211 751 does not describe Ca(N03)2 but amino acid denvates without relations to filter loss or gas migration - US 4 747,877 describes acceleration of solidification / rapid solidification at 20 - 55 <0> C without reference to filter loss and gas migration - US 5,340 385 generally deals with combination of salt type accelerator with low molecular weight glycols without reference to filter loss and gas migration - US 5 213,160 deals with oil sludge that solidifies by adding substances that react with water without reference to Ca(N03)2 filter loss and gas migration - WO Al 9818739 concerns general acceleration of setting time and strength building of concrete and does not concern use of the material in question in oil wells and related cement mixtures and gas migration and filter loss in such - WO Al 9719032 concerns acceleration of concrete and does not mention the relevant material in particular. setting time and strength development of concrete De n does not concern the use of the material in question in oil wells and associated cement mixtures or gas migration and filter loss in such - US 5370181 describes a method which concerns the conversion of drilling mud into a settable material by adding smelting furnace slag (eng slag mix) Portland cement is not used
Ingen av de ovenstående patenter ansees som relevante når det gjelder anvendelse av akselerator som hindrer gassmigrasjon i temperaturområdet 2 - 20 <0> C None of the above patents are considered relevant when it comes to the use of an accelerator that prevents gas migration in the temperature range 2 - 20 <0> C
Oljeindustrien har i en årrekke forsøkt å identifisere et kjemikalie som ved lave temperaturer i tilstrekkelig grad kan akselerere en sementblanding anvendt i oljebrønner uten negativ innvirkning på andre viktige egenskaper som er essensielle for suksess ved støping i oljebrønner der grunthggende gasslommer er et problem The oil industry has for a number of years tried to identify a chemical which, at low temperatures, can sufficiently accelerate a cement mixture used in oil wells without adversely affecting other important properties that are essential for success when casting in oil wells where shallow gas pockets are a problem
Uorganiske salter som for eksempel kalsiumklond har tidligere blitt brukt som akselerator Disse kjemikaliene har hatt negativ innvirkning på sementblandingens egenskaper som filtertap, i den grad at de ikke kan kombineres med kjemikalier som gir slike egenskaper De er derfor ikke kompatible med kjemikalier som normalt gir slike egenskaper eller så har de vært for lite effektive til akselerasjon av geleringsfasen for slike blandinger Industrien har derfor ikke klart å fremskaffe en sementblanding med tilstrekkelig lavt filtertap og som motvirker gassmigrasjon godt nok Inorganic salts such as calcium chloride have previously been used as accelerators These chemicals have had a negative impact on the properties of the cement mixture such as filter loss, to the extent that they cannot be combined with chemicals that provide such properties They are therefore not compatible with chemicals that normally provide such properties or they have been too ineffective in accelerating the gelling phase for such mixtures. The industry has therefore not been able to produce a cement mixture with sufficiently low filter loss and which counteracts gas migration well enough
Et viktig mål på begrepet gasstetthet er overgangstiden Den bør være så kort som mulig og helst under 30 minutter Overgangstiden kan defineres som forløpt tid fra en statisk gelestyrke på 100 lb/100 ft<2> er oppnådd, til gelestyrke på 500 lb/100 ft<2> er nådd Mellom disse verdiene kan gassinnstrømming i en gelert sementblanding forekomme hvis gass under trykk er til stede i formasjonen sementblandingen er plassert på tvers av eller over An important measure of the concept of gas density is the transition time. It should be as short as possible and preferably under 30 minutes. The transition time can be defined as the elapsed time from a static gel strength of 100 lb/100 ft<2> being achieved, to a gel strength of 500 lb/100 ft <2> is reached Between these values, gas inflow into a gelled cement mixture may occur if gas under pressure is present in the formation the cement mixture is placed across or above
Filtertap er væske tapt fra sementblandingen inn i en permeabel formasjon forårsaket av hydrostatisk overbalanse over formasjonstrykket Dette filtertapet vil redusere det hydrostatisk trykk og dermed fremme gassinnstrømming i brønnen, hvis det er gass til stede i den omliggende formasjon Filter loss is fluid lost from the cement mixture into a permeable formation caused by hydrostatic overbalance above the formation pressure. This filter loss will reduce the hydrostatic pressure and thus promote gas inflow into the well, if gas is present in the surrounding formation
Foreliggende søknad beskriver en metode ved sementenng ved lav temperatur omkring foringsrør og / eller tetting av oljebrønner som løper gjennom undergrunnsformasjon over eller under vann for å hindre gassmigras|on og metoden er kjennetegnet ved de i patentkrav fremsatte karakteristikker The present application describes a method of cement sealing at low temperature around casing and/or sealing of oil wells that run through underground formations above or below water to prevent gas migration and the method is characterized by the characteristics set out in the patent claim
De forbedrede sementkomposisjonene i henhold til oppfinnelsen omfatter vann hydraulisk sement diverse tilsetningsstoffer allerede i salg, såsom amorf og/eller kolloidal silika, dispergeringsmiddel, såsom sulfonsyre salter, filtertapskontrollerende middel, såsom podete polymerer, skumdempere, og dersom nødvendig retarderende midler såsom hgno-sulfater og dersom nødvendig vannglass, bentonitt, laponitt hektontt, polymerer og organiske materialer og kalsiumnitrat Ca(N03 )2 i konsentrasjon 0 2-5 liter/100 kg eller 0 1 - 2 5 % tørt materiale referert til mengde sement The improved cement compositions according to the invention comprise water, hydraulic cement, various additives already on sale, such as amorphous and/or colloidal silica, dispersing agent, such as sulphonic acid salts, filter loss controlling agent, such as grafted polymers, foam suppressors, and if necessary retarding agents such as hgno-sulphates and if necessary water glass, bentonite, laponite hektontt, polymers and organic materials and calcium nitrate Ca(N03 )2 in concentration 0 2-5 litres/100 kg or 0 1 - 2 5% dry material referred to amount of cement
Kjemikaliet kalsiumnitrat er identifisert som et produkt som er kompatibelt med de fleste kjemikalier brukt i sementblandinger for bruk i oljebrønner Det gir også den akselerasjon av geleringsfasen som er nødvendig for tilstrekkelig støtte av foringsrør og effektiv kontroll av gassmigrasjon samtidig som den tillater tilstrekkelig filtertaps-kontroll En måte å definere slutten på geleringsfasen på er oppnåelse av en gelestyrke på 500 lb/100 ft<2> eller mer The chemical calcium nitrate has been identified as a product compatible with most chemicals used in cement mixtures for use in oil wells It also provides the acceleration of the gelation phase necessary for adequate support of casing and effective control of gas migration while allowing adequate filter loss control An way to define the end of the gelation phase is the achievement of a gel strength of 500 lb/100 ft<2> or more
Produktet finnes typisk i form av en vandig løsning av materialet Det finnes også i pulverform, noe som tillater tørrblanding med sement The product is typically available in the form of an aqueous solution of the material. It is also available in powder form, which allows dry mixing with cement
Dette produktet vil derfor ha en anvendelse i sementblandinger som er designet tor å hindre gassmigrasjon ved lave temperaturer og også generelt for sementblandinger der en hurtig gelenng er ønsket ved lav temperatur, og der hurtigst mulig utvikling av kompresjonsstyrke ikke er kritisk for operasjonen This product will therefore have an application in cement mixtures that are designed to prevent gas migration at low temperatures and also in general for cement mixtures where a rapid gelling is desired at low temperature, and where the fastest possible development of compression strength is not critical for the operation
De forbedrede sementkomposisjoner i henhold til oppfinnelsen er pumpbare, vannholdige hydrauliske sementblandinger bestående av elementer som gjør komposisjonene gasstette i vesentlig grad, med andre ord motstandsdyktige for gassinvasjon ved lav temperatur, de har lavt filtertap og tilstrekkelig utvikling av kompresjonsstyrke dersom de blir riktig plassert i en oljebrønn The improved cement compositions according to the invention are pumpable, water-containing hydraulic cement mixtures consisting of elements that make the compositions gas-tight to a significant extent, in other words resistant to gas invasion at low temperature, they have low filter loss and sufficient development of compression strength if they are properly placed in a oil well
Videre kan de forbedrede sementkomposisjoner som fremkommer med ovennevnte egenskaper, blandes ved å bruke kun flytende kjemikalier, vann og sement Furthermore, the improved cement compositions that emerge with the above properties can be mixed using only liquid chemicals, water and cement
To eksempler som illustrerer disse egenskapene følger To forskjellige sementblandinger har blitt optimalisert uten bruk av kalsiumnitrat, mens to liknende blandinger har blitt optimalisert med kalsiumnitrat Disse har blitt testet i henhold til standard API spesifikasjons 10 testmetoder, i tillegg til en dertil egnet test for statisk gelestyrke (Macs analyser) De to blandinger som inneholder kalsiumnitrat, har også blitt testet i en spesiell innretning utviklet for måling av gassinvasjon i sementblandinger (Weba JS-100 gass rig) Two examples illustrating these properties follow Two different cement mixes have been optimized without the use of calcium nitrate, while two similar mixes have been optimized with calcium nitrate These have been tested according to standard API specification 10 test methods, in addition to an appropriate test for static gel strength (Mac's analyses) The two mixtures containing calcium nitrate have also been tested in a special device developed for measuring gas invasion in cement mixtures (Weba JS-100 gas rig)
Videre har det til dags dato blitt gjennomført totalt 4 felttester av disse blandingene der oljebrønner i Nordsjøen inneholdende gruntliggende gasslommer under trykk har blitt plugget tilbake Alle disse operasjonene har vært en suksess Furthermore, a total of 4 field tests of these mixtures have been carried out to date, where oil wells in the North Sea containing shallow gas pockets under pressure have been plugged back. All these operations have been a success
Generelle krav til sementblandinger som skal forhindre gassmigrasjon frem til styrkeoppbygning finner sted* General requirements for cement mixtures that must prevent gas migration until strength build-up takes place*
Med API 10 menes American Petroleum Institute spesifikasjon 10 for testing av sementblandinger for bruk i oljebrønner API 10 means the American Petroleum Institute specification 10 for testing cement mixtures for use in oil wells
1 Filtertap målt i henhold til API ved relevant temperatur skal ikke overstige 50 1 Filter loss measured according to API at the relevant temperature must not exceed 50
ml/30 minutt ml/30 minutes
2 Størkningstid i henhold til API 10 skal være akseptabel for operasjonen I tilfeller av grunthggende gass anses 2-3 timer for passende 3 Styrkeoppbygning i henhold til API 10 skal være akseptabel for operasjonen som generelt vil si hurtigst mulig etter størkningstidens utløp 4 Viskositet i henhold til API 10 skal være akseptabel for operasjonen ved at blandingen skal være pumpbar og plasserbar PV/YP plastisk viskositet og 2 Solidification time according to API 10 must be acceptable for the operation In cases of shallow gas, 2-3 hours is considered appropriate 3 Strength build-up according to API 10 must be acceptable for the operation, which generally means as soon as possible after the solidification time has expired 4 Viscosity according to API 10 shall be acceptable for the operation in that the mixture shall be pumpable and placeable PV/YP plastic viscosity and
flytespenning bør generelt ikke vesentlig overstige 200/40 yield stress should generally not significantly exceed 200/40
5 Fritt vann i henhold til API 10 skal være 0 5 Free water according to API 10 shall be 0
6 Blandingen i henhold til API 10 skal være stabil, ved at segregasjon ikke skal forekomme 6 The mixture according to API 10 must be stable, in that segregation must not occur
7 Blandingen skal være miksbar med utstyr tilgjengelig på borerigger 7 The mixture must be mixable with equipment available on drilling rigs
8 Transformasjonspenoden for gelestyrke (overgangstid som beskrevet tidligere) bør ikke vesentlig overskride 30 minutter 9 Blandinger bør prøves ved å passere testen for gassmigrasjon (gass rigg JS-1000) 8 The transformation period for gel strength (transition time as described earlier) should not significantly exceed 30 minutes 9 Mixtures should be tested by passing the test for gas migration (gas rig JS-1000)
Tilleggskrav til blandinger som brukes til beredskap for mulig grunn gass: Additional requirements for mixtures used for preparedness for possible shallow gas:
1 Standard API klasse G sement må kunne benyttes 1 Standard API class G cement must be able to be used
2 Kun kjemikalier i tilstrekkelig små mengder til å tillate effektiv transport, og som kan skaffes på kort varsel skal benyttes 2 Only chemicals in sufficiently small quantities to allow efficient transport and which can be obtained at short notice shall be used
3 Disse kjemikaliene bør fortrinnsvis være flytende (i vannløsning) 3 These chemicals should preferably be liquid (in water solution)
4 Temperaturen ligger generelt i området 2 - 20° C 4 The temperature is generally in the range 2 - 20° C
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO19996388A NO316442B1 (en) | 1999-12-22 | 1999-12-22 | Method of low temperature cementation around a casing and / or sealing of oil wells running through subsurface formation or underwater to prevent gas migration |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO19996388A NO316442B1 (en) | 1999-12-22 | 1999-12-22 | Method of low temperature cementation around a casing and / or sealing of oil wells running through subsurface formation or underwater to prevent gas migration |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO996388D0 NO996388D0 (en) | 1999-12-22 |
| NO996388L NO996388L (en) | 2001-06-25 |
| NO316442B1 true NO316442B1 (en) | 2004-01-26 |
Family
ID=19904136
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19996388A NO316442B1 (en) | 1999-12-22 | 1999-12-22 | Method of low temperature cementation around a casing and / or sealing of oil wells running through subsurface formation or underwater to prevent gas migration |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO316442B1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO20160766A1 (en) * | 2014-03-24 | 2016-05-06 | Halliburton Energy Services Inc | Aqueous suspensions of silica additives |
-
1999
- 1999-12-22 NO NO19996388A patent/NO316442B1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO20160766A1 (en) * | 2014-03-24 | 2016-05-06 | Halliburton Energy Services Inc | Aqueous suspensions of silica additives |
| US10196553B2 (en) | 2014-03-24 | 2019-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous suspensions of silica additives |
| NO344507B1 (en) * | 2014-03-24 | 2020-01-20 | Halliburton Energy Services Inc | A method of treating a subterranean formation and aqueous suspensions of silica additives |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO996388L (en) | 2001-06-25 |
| NO996388D0 (en) | 1999-12-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2111251C (en) | Utilizing drilling fluid in well cementing operations | |
| CA1099503A (en) | Well cementing in permafrost | |
| US5897699A (en) | Foamed well cement compositions, additives and methods | |
| US5458195A (en) | Cementitious compositions and methods | |
| US10106719B2 (en) | Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable foaming surfactant for cement | |
| EP1238952B1 (en) | Well cement composition for deep water offshore wells | |
| NO332107B1 (en) | Resource cementing methods and compositions | |
| NO339168B1 (en) | Lightweight cement mix and method of sealing around a pipe in a wellbore | |
| NO331465B1 (en) | Storage stable water / microsphere suspension for use in well cement mixtures | |
| NO20141321A1 (en) | Activator mixture for activating a solidified liquid | |
| CA2102040A1 (en) | Low fluid loss cement compositions, fluid loss reducing additives and methods | |
| NO342642B1 (en) | Method of cementing in an underground formation and tailoring the density of a base cement mixture | |
| EP2714833A1 (en) | A drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition | |
| US7896964B2 (en) | Cement retarder | |
| US8550162B2 (en) | Compositions and methods for well cementing | |
| US3928052A (en) | Methods and compositions for sealing subterranean earth formations | |
| US3835926A (en) | Methods for sealing subterranean earth formations | |
| US4216022A (en) | Well cementing in permafrost | |
| NO316442B1 (en) | Method of low temperature cementation around a casing and / or sealing of oil wells running through subsurface formation or underwater to prevent gas migration | |
| EP0581812A1 (en) | Method of cementing a well. | |
| US4181533A (en) | Well cementing in permafrost | |
| Faul et al. | Next-generation cementing systems to control shallow water flow | |
| AU2002345750B2 (en) | Well cementing compositions and methods | |
| bin Mohamad Fauzi et al. | New Blended Cement for Oil-Well Application | |
| IGBANI et al. | Mix-Water as a Chemical Additive for Oil Well Cement Compressive Strength Development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |