NO317813B1 - Sementeringsblanding egnet til trykksementering og trykksementeringsfremgangsmate - Google Patents
Sementeringsblanding egnet til trykksementering og trykksementeringsfremgangsmate Download PDFInfo
- Publication number
- NO317813B1 NO317813B1 NO19962474A NO962474A NO317813B1 NO 317813 B1 NO317813 B1 NO 317813B1 NO 19962474 A NO19962474 A NO 19962474A NO 962474 A NO962474 A NO 962474A NO 317813 B1 NO317813 B1 NO 317813B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cementing
- additive
- cement
- mixture
- mixture according
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 134
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 79
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 58
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 40
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 28
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 22
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 9
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 claims description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 6
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims description 4
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 4
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 claims description 2
- 239000001036 manganese pigment Substances 0.000 claims description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 12
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 10
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 10
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 6
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 6
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 6
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 5
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 229920000417 polynaphthalene Polymers 0.000 description 3
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- KWMLJOLKUYYJFJ-UHFFFAOYSA-N 2,3,4,5,6,7-Hexahydroxyheptanoic acid Chemical compound OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O KWMLJOLKUYYJFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical group 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N dibutyl phthalate Chemical compound CCCCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCCCC DOIRQSBPFJWKBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000000049 pigment Substances 0.000 description 2
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004071 soot Substances 0.000 description 2
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 description 2
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 14M compound Chemical class 0.000 description 1
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 1
- 241000252073 Anguilliformes Species 0.000 description 1
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- 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 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
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004117 Lignosulphonate Substances 0.000 description 1
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 1
- 229920005372 Plexiglas® Polymers 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002390 adhesive tape Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 229920002457 flexible plastic Polymers 0.000 description 1
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical compound O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229950006191 gluconic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002440 industrial waste Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019357 lignosulphonate Nutrition 0.000 description 1
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N manganese(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Mn+2] PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N melamine Chemical compound NC1=NC(N)=NC(N)=N1 JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000580 poly(melamine) Polymers 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229960002796 polystyrene sulfonate Drugs 0.000 description 1
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C04B20/0076—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 characterised by the grain distribution
- C04B20/008—Micro- or nanosized fillers, e.g. micronised fillers with particle size smaller than that of the hydraulic binder
-
- 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
- C09K8/428—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for squeeze cementing, e.g. for repairing
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S106/00—Compositions: coating or plastic
- Y10S106/01—Fly ash
Description
Oppfinnelsen angår en sementeringsblanding egnet for trykksementering, omfattende en væskefase og en faststoffase som utgjøres av en kombinasjon av faste partikkelstoffer omfattende sement, og minst ett partikkeltilsetningsstoff som er finere enn sement, hvis forhold er valgt for å maksimalisere pakkingsvolumfraksjonen.
Videre angår oppfinnelsen en trykksementeringsfremgangsmåte.
Før iverksettelse av en produksjon fra en oljebrønn, blir et foringsrør eller et spiralrør senket i borehullet og sementert over hele eller en del av sin lengde. Sementeringen hindrer primært fluidutveksling mellom de ulike formasjonssjikt rundt borehullet og hindrer gass i å stige gjennom det ringformede rom som omgir foringsrøret, eller begrenser innstrømningen av vann til produksjonsbrønnen.
I EP 0621247 er det beskrevet en sementeringsblanding, omfattende en væskefase og en faststoffase som utgjøres av en kombinasjon av faste partikkelstoffer omfattende sement, og minst ett partikkeltilsetningsstoff,
som er finere enn sement, hvis forhold er valgt for å maksimalisere pakkingsvolumfraksjonen. Slike sementeringsblandinger er nyttige ved brønnsementeringsforløp.
I noen tilfeller synes det som om det sementerte, ringformede rom ikke oppfyller sin primærfunksjon og fluider finner en bane gjennom porer, mikrosprekker eller andre hulrom i sementen eller gjennom et "mikroringrom" ved overgangen mellom sementen og foringsrøret eller mellom sementen og formasjonen. Hull eller sprekker kan også ha blitt fremstilt med vilje, f.eks. ved begynnelsen av brønnlivet, men kan bli uønsket når utnyttelsen av brønnen fortsetter.
For å eliminere slike feil ved tetningen, må en reparasjons- eller trykksementering bli utført. Under slike arbeidsoperasjoner blir en velling av fin sement innsprøytet under trykk i sprekkene^ mikrosprekkene eller andre åpninger som skal blokkeres.
De tekniske hovedvanskeligheter som er forbundet med trykksementering blir også påtruffet under andre operasjoner, spesielt anbringelsen av sementplugger f.eks. for å isolere en sone i brønnen for spesiell behandling eller for gruspakkingsementéring. Denne pakking blir benyttet for å filtrere sanden i ukonsoliderte formasjoner mens olje tillates å strømme gjennom.
Etter utnyttelsen av brønnen, kan det. i de produktive områder av formasjonene bli innført saltlake og det blir nødvendig å fjerne gruspakningen - med alle de resulterende vanskeligheter - eller å plugge den ved sementering gjennom grusen.
En sementvelling eller -blanding er en dispersjon av faste partikler som formodes å være kuleformede, i et fluid. Blandingen kan bare penetrere inn i en sprekk dersom de største partikler er mindre enn sprekken. Dette er ganske innlysende, men det må tas hensyn til et trekk som er velkjent av alle spesialister vedrørende strømning av suspensjoner, nemlig at en blanding kan penetrere dypt inn i en sprekk bare dersom diameteren av partiklene er tre eller flere ganger mindre enn diameteren av sprekkåpningen.
En vanlig Portlandsement inneholder partikler med en gjennomsnittlig diameter på ca. 20 mikrometer (um) idet de største partikler har en diameter på ca. 70 jim til 90 u.m. Under disse betingelser burde sementeringsblandingen være i stand til å penetrere lett inn i sprekker som har en bredde på f.eks. 300 jim. Dette er sikkert ikke tilfellet i praksis.
Det er således blitt foreslått fine eller meget fine sementer som har en gjennomsnittlig diameter på mindre enn 10 u.m eller bare noen få mikrometer, idet de største partiklene ikke overskrider f.eks. 30 jam. Disse sementer som vanligvis kalles "mikrosementer", har en forholdsvis skuffende ytelse hva deres evne til å penetrere angår, selv når dé er grundig dispergert ved bruk av vanlige dispersjonstilsetningsstoffer såsom polyanioner som inneholder sulfonatgrupper.
Da reaksjonsevnen av en sementeringsblanding videre øker med det spesifikke overflateareal av dens partikler, dvs. med dens grad av finhet, er det ikke alltid klokt å redusere størrelsen av sementpartiklene for meget, da det består en risiko for at sementen bunnfelles for raskt, før anbringelsesoperasjonen er fullført.
Hensikten med oppfinnelsen.er å skaffe nye sammensetninger for trykksementer, spesielt for sementeringsoperasjoner ved olje-, gass-, vann-, geotermiske og lignende brønner, hvilke sammensetninger har forbedrede penetreringsegenskaper sammenlignet med sammensetninger av kjent type.
Vi har oppdaget at de dårlige resultater som har blitt oppnådd med sammensetninger av den kjente type vanligvis skyldes en for stor økning i viskositeten av sementeringsblandingen på grunn av fluidtap.
Sprekkene eller andre åpninger som skal blokkeres ved trykksementering, er alle i det minste delvis begrenset av porøse vegger (formasjonen rundt borehullet eller herdet sement fra en primærsementering) som utgjør en hovedforskjell sammenlignet med vanlig strømning i et rør. Det lett porøse medium har en tendens til å tørke ut sementeringsblandingen ved fjerning av et parti av dens vannfase, noe som resulterer i en økning av blandingens viskositet og derved en økning av friksjonen med veggene og en hindring av den videre inntrengning av blandingen i sprekken. Denne friksjonsøkning har en tendens til å fremme en utveksling med det porøse medium og således frembringe et ytterligere fluidtap. Sementeringsblandingen må være meget stabil fordi innføringen eller innsprøytingen i en smal sprekk fremmer bunnfellingen og dannelsen av fritt vann som kan føre til pseudokromatografi, idet nemlig de partikler av blandingen som har størst densitet, blir avsatt ved innløpet av sprekken, noe som selvfølgelig hindrer en dypere penetrering av den gjenværende blanding som skal innføres i sprekken. Videre er det klart at den lille mengde av sementeringsblanding som lykkes i å penetrere inn i sprekken, ikke vil skaffe en tilstrekkelig god kvalitetssement, spesielt fordi dens styrke er meget liten.
Det skal understrekes at trykk- eller pressementeringsoperasjonene alltid er i en mindre gunstige med hensyn til fluidtap fordi utvekslingsarealene med formasjoner eller annen porøse media er meget større. For primærsementering (sementering av ringrommet rundt et foringsrør), er areal-tii-volum-forholdet vanligvis mindre enn 1 og ofte ca. 0,4. I motsetning til dette er forhold på ca. 25 normale for trykksementeringsoperasjoner.
Oppfinnelsen skaffer en sementeringsblanding egnet for trykksementering, omfattende en væskefase og en faststoffase som utgjøres av en kombinasjon av faste partikkelstoffer omfattende sement, og minst ett partikkeltilsetningsstoff som er finere enn sement, hvis forhold er valgt for å
maksimalisere pakkingsvolumfraksjonen, karakterisert ved at
- sementen har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på mellom 0,3 |um og 10 um, - partikkeltilsetningsstoffet er uløselig i væskefasen, har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på mellom 0,05 \ im og 0,5 um og er valgt blant styren-butadien-gummilatekser, silikaaske, manganpigmentaske, sot og polymermikrogeler, - blandingen omfatter et dispersjonsmiddel og et væskefluidtap-tilsetningsstoff, og - beskaffenheten og konsentrasjonen av væskefluidtap-tilsetningsstoffet og kombinasjonen av faste partikkelstoffer er slik at API-væsketapet for blandingen er mindre enn 30 ml og variasjoner i viskositeten av blandingen på grunn av fluidtap er minimalisert.
Fluidtapet er fortrinnsvis på mindre enn 20 ml og fortrinnsvis mindre enn 15 ml, idet verdiene er målt under anvendelse av API- (American Petroleum Institute), standarden, Spee. 10, Appendix F.
Det skal bemerkes at den tidligere kjente teknikk i stor grad har undervurdert betydningen av fluidtap for trykksementeringsblandinger. Nåværende anbefalinger basert hovedsakelig på arbeidet av Hook, F.E. og Ernst, E.A.
(SPE 15104, 1969, "The Effects of Low-Water-Loss Additives, Squeeze Pressure, and Formation Permeability on the Dehydration Rate of a Squeeze Cementing Slurry"), er at det ikke skal gås utover 200 ml API, f.eks. ved formasjoner med særdeles liten permeabilitet, 100 ml til 200 ml API ved formasjoner som er litt permeable, og 35 ml til 100 ml API ved formasjoner som er meget permeable (permeabilitet større enn 100 milliDarcy). De fleste av de tilsetningsstoffer som gir et lite fluidtap, øker videre den plastiske viskositet av sementblandningen, mens hovedkriteriet ved den kjente teknikk er behovet for en plastisk viskositet som er så liten som mulig for å lette penetreringen av blandingen i sprekkene.
I den grad fluidtap i stor grad kan bli redusert, men ikke unngått fullstendig,
er det fordelaktig at reologien av sementeringsblandingen er så liten som mulig. Utrykket "reologi" dekker ikke bare plastisk viskositet, hvis betydning er innsett ved den ovenfor angitte, tidligere kjente teknikk, men også i en viss grad hovedsakelig flytegrensen for blandingen. Forholdsvis store fluidtap blir bedre tolerert når startreologien for formelen eller blandingen er liten.
Stor reologi øker trykkfallet og således det trykk som må bli utøvet mot fluidet for å presse det inn i sprekken. En økning av dette trykk bidrar imidlertid til å øke fluidtapet, noe som er meget skadelig som nevnt ovenfor. Høy flytegrense forårsaker også tilstopping i den sprekk som skal fylles.
Foretrukne sammensetninger ifølge oppfinnelsen har en flytegrense på mindre enn 10 lbf/100 ft<2> (4,8 Pa), fortrinnsvis mindre enn 5 lbf/100 ft<2>
(2,4 Pa) og mer fordelaktig mindre enn 2 lbf/100 ft<2> (0,9 Pa). Den plastiske viskositet er fortrinnsvis mindre enn 100 cP (0,1 Pa s).
For dette formål omfatter sammensetningene eller blandingene ifølge oppfinnelsen et dispersjonsmiddel som reduserer reologien av sementeringsblandingen. Vanlig dispersjonsmidler kan bli benyttet. Eksempler er polyelektrolytter, f.eks. ladede vannløslige polymerer, spesielt polyanioner som inneholder sulfonatgrupper som er festet til en ryggrad som utgjøres av én sterkt forgrenet polymer, såsom polymelaminsulfonat (PMS), polynaftalinsulfonat (PNS), idet kondenseringsproduktet av melamin/formaldehyd inneholder sulfonatgrupper, polystyrensulfonat eller lingosulfonater. Polyakrylsyrer med liten molekylarvekt utgjør en annen stor klasse av joniske dispersjonsmidler som blir benyttet meget i bygningsindustrien, men som er lite benyttet i oljeindustrisementer på grunn av deres store retarderingsvirkning. Andre ikke-ioniske dispersjonsmidler såsom cellulosederivater, polyvinylalkohol, polysakkarider med liten molekylarvekt etc. er også kjent.
Enhver, arbeidsoperasjon i en oljebrønn krever en formel eller en blanding som er stabil over en forholdsvis lang tid, og det er innlysende at det ville være hensiktsløst å produsere en komplisert formel eller blanding hvbr det blir benyttet forskjellige tilsetningsstoffer, dersom den blanding som blir innført i sprekkene var en helt annen. Spesielt krever dette at sementeringsblandingen har ingen eller praktisk talt ingen tendens til å segregere, noe som betyr tilstedeværelsen av meget små mengder av fritt vann. Som angitt ovenfor medfører ustabiliteter psevdokromatografi i den sprekk som skal blokkeres. Det foretrekkes således blandinger eller sammensetninger med en mengde fritt vann på ca. 0 ml, f.eks. mindre enn 2 ml, målt under betingelsene i API Spee 10 (avsnitt 6 eller Appendix M). Bunnfellingen er fortrinnsvis mindre enn 5 %, mer fordelaktig mindre enn 2 %.
Da densiteten av blandingen under pressing eller trykking ikke spiller en stor rolle bortsett fra for styrken av den herdede sement, kan densiteten av trykksementeringsblandingen ifølge oppfinnelsen bli innstilt ganske fritt som en funksjon av karakteristikkene av det omgivende fjell for å balansere de trykk som utøves av formasjonen og den innsprøytede blanding. En blanding som er for tett risikerer å ødelegge fjellet i likhet med et sprekkdanningsfluid. Dersom tettheten er for liten, består det på den annen side en risiko for innstrømning av fluider som befinner seg utenfor. Tettheten blir innstilt på kjent måte ved innstilling av mengden av vann og ved tilførsel av en egnet mengde av partikkeltilslag såsom silika, sand, industriavfall, leire, barytt, etc.
Sementen er fortrinnsvis en mikrosement, men det skal understrekes at det i mange tilfeller kan bli benyttet en vanlig sement som vist nedenfor. Uttrykket "mikrosement" betyr en sement som er dannet av partikler med en gjennomsnittlig kornstørrelse på mellom 0,3 \ xm og 10 p.m. Mikrosementer som inneholder partikler som ikke er større enn 30 (im er mer foretrukket, med en partikkelstørrelsefordeling slik at minst 90 % har en diameter på mindre enn 20 jim og 50 % har en diameter på mindre enn 7 u,m.
Den kjemiske sammensetning av mikrosementer ifølge oppfinnelsen kan tilsvare sammensetningen av en sement av portlandtypen, en slaggklinker, en Portlandsement/slaggklinkerblanding eller
Portlandsement/silikaaskeblahdinger.
For å minimalisere både reologi og fluidtap, blir det spesielt foretrukket en tilsetning av partikler som er finere enn mikrosementen, og som ikke er løselige i væskefasen. Forholdene av faste stoffer både innbyrdes og som en funksjon av deres respektive kornstørrelser, er valgt slik at pakkingsvolumfraksjonen (PVF) er maksimalisert eller i det minste at forholdene er slike at den maksimale PVF nesten blir oppnådd.
Valget av forholdene av de faste stoffer i forhold til væsken (eller blandings fluidet) er slik at den resulterende blanding er i den tilstand hvori bunnfelling er hindret, hvor de faste partikler oppfører seg kollektivt som et fast, porøst materiale, idet de prosentuelle andeler av de forskjellige fraksjoner er de samme fra toppen til bunnen av søylen, mens partikler med ulike størrelser eller ulike densiteter bunnfeller separat ved ulike hastigheter utenfor dette område. I praksis tilsvarer denne grenseverdi som avhenger av de valgte kornstørrelser, konsentrasjoner av faste materialer som er meget større enn de som blir benyttet for sementeringsblandinger.
Volumforholdet mellom dette partikkeltilsetningsstoff og sementen er vanligvis i området på mellom 10 % og 50 %, fortrinnsvis i området på mellom 20 % og 40 %, og mer fordelaktig nær 30 %. Beskaffenheten av tilsetningsstoffet er ikke kritisk forutsatt at det er forenelig med sementen, er i gjennomsnitt hovedsakelig kuleformet, uten anisotropi, og har en kornstørrelse som er forskjellig fra kornstørrelsen av sementen.
Under disse betingelser fremgår det for et identisk fluidtap, at sammensetningen ifølge oppfinnelsen har en mindre økning i viskositet enn en vanlig sammensetning uten et tilsetningsstoff. Dette er tilfellet i større grad jo større sementens densitet er. En sement uten et tilsetningsstoff har etter et fluidtap på 100 ml, en viskositet som er lik viskositeten av fluidet ifølge oppfinnelsen når det har mistet 130 ml, idet disse verdier er oppgitt for blandinger med en densitet på 18 ppg (2.15 g/cm<J>).
Et spesielt foretrukket eksempel på et partikkeltilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen utgjøres av latekser, spesielt styren-butadien-latekser, SBR (styren-.butadiengummi) som fordelaktig er fullstendig forenlig med sementer og kan leveres med kornstørrelser på mellom ca. 0,15 fim og 0,4 jam. Disse latekser blir fordelaktig benyttet sammen med et dispersjonsmiddel, spesielt dersom sementeringsblandingen har et faststoffinnhold på mer enn 35 % eller 40 %. Eksempler på dispersjonsmidler er sulfonater såsom polynaftalinsulfonat (PNS) eller melaminsulfonat, idet andre anioniske dispersjonsmidler også er egnede.
Andre partikkeltilsetningsstoffer som er karakterisert ved kornstørrelser nær kornstørrelsene av SBR-latekser, kan også bli benyttet med meget gode resultater. Spesielle eksempler er partikler som utgjøres av silikakondensat av typen silikaaske, et kondensat av manganoksider i pigmentaske, noen fine soter, kjønrøk, og noen polymermikrogeler såsom et stoff som styrer fluidtapet. I det følgende skal disse partikler generelt betegnes som "meget fine".
Med unntak av lateks og polymermikrogeler, er disse partikler ikke kjent som midler som styrer fluidtap. Under de foretrukne forhold ifølge oppfinnelsen, kan de imidlertid skafte meget små fluidtap selv i fravær av ethvert tilsetningsstoff med det spesielle formål å skaffe et lite vanntap.
De foretrukne sammensetninger ifølge oppfinnelsen kan således ses å omfatte:
• en fluidhoveddel, spesielt en vannhoveddel,
• et dispersjonsmiddel i løsning i vannfasen og, etter ønske, andre væsketilsetningsmidler som er kjent fra tidligere, spesielt antiskummidler og retarderende midler; eller mer spesielt sementherdemidler,
• faste partikler i form av kombinasjoner fra de følgende kategorier:
"fine" sementpartikler med en gjennomsnittlig kornstørrelse på mellom 0,3 (im og 10 (im (mikrosement), og
"meget fine", partikler med en gjennomsnittlig kornstørrelse på mellom 0,05 u,m og 0,5 jim, f.eks. en lateks, et silikakondensat av silikaasketypen, et kondensat av magnanoksider i pigmentaske, noen fine soter, kjønrøk, eller visse polymermikrogeler såsom stoffer som styrer et fluidtap.
Ved en spesielt foretrukket variant av oppfinnelsen, er det skaffet minst én tredje type av faste partikler, idet disse er 5 til 100 ganger mindre og fortrinnsvis ca. 10 ganger mindre enn de "meget fine" partikler. For disse "ultrafine" partikler kan det bli benyttet dispergerte kolloidalsilikaer eller aluminaer (gjennomsnittlig kornstørrelse 3 nanometer (nm) til 60 nm, fortrinnsvis 15 nm til 40 nm) eller nanolatekser. Denne sammensetning omfatter fortrinnsvis mellom 10 % og 40 % av "meget fine" partikler og mellom 5 % og 30 % av "ultrafine" partikler, idet de prosentuelle andeler vedrører det samlede volum av de faste partikler i sammensetningen. Sammensetninger som omfatter mellom 50 % og 75 % mikrosement, mellom 15 % og 40 % "meget fine" .partikler, og mellom 5 % og 20 % "ultrafine" partikler blir spesielt foretrukket.
Fortrinnsvis blir det under utvelgelsen av partikler som utgjør de "fine", "meget fine", og "ultrafine" partikler valgt løsrevne eller adskilte partikler, dvs. de overlapper ikke i noen grad, et kriterium som generelt kan bli ansett å ha blitt tilfredsstilt dersom kornstørrelseskurvene, uttrykt i volum, blir flyttet i det minste en strekning på et halvt topparti, hvor partikkelstørrelsen er vist logaritmisk.
Foretrukne sammensetninger eller blandinger ifølge oppfinnelsen slik den er angitt, har reologiske egenskaper som er spesielt bemerkelsesverdige, og som selv med meget små fluidblandemengder er meget lette å blande og å helle ut. For den samme mengde av faste stoffer, fås blandinger som er mer flytende,
noe som er spesielt fordelaktig i forbindelse med trykksementering fordi dette letter penetreringen av blandingen i åpningene. Videre er fluidtapene små, og i hvert fall mindre kritiske enn det som er angitt ovenfor. Det er således mulig å produsere blandinger med stor tetthet, spesielt på mer enn 1,8 g/cm<3> (15 ppg) som er perfekt egnet til sekundære sementeringsoperasjoner, og som kombinerer en liten tendens til fluidtap med en større toleranse for dette.
Dette punkt er spesielt fordelaktig, fordi vi som angitt ovenfor, har funnet at blandinger med stor tetthet ifølge oppfinnelsen er mindre følsomme overfor fluidtap og således meget egnet for sekundære
sementeringsarbeidsoperasjoner. Blandinger med stor tetthet er vanlig tilknyttet større viskositeter og blir som sådanne vanligvis unngått da det er innlysende at stor viskositet ikke er fordelaktig for god penetrering inn i sprekker eller andre smale åpninger. Ved operasjon under multimodale betingelser, kan imidlertid de gunstigste betingelser oppnås. Fortrinnsvis er blandingen eller formelen ifølge oppfinnelsen en tetramodal kombinasjon som omfatter minst fire typer av partikler med forskjellige kornstørrelser, og mer fordelaktig en pentamodalblanding eller -sammensetning som ytterligere kan redusere mengden av den væske som er nødvendig. Mer kompliserte kombinasjoner er også mulige, men er vanligvis mer kostbare. Det skal understrekes at uansett hvilket antall av "moduser" som blir benyttet, må det bli benyttet løsrevne eller adskilte kornstørrelser, og en formel med en kontinuerlig spredning av kornstørrelser må unngås. Uten å avvike fra oppfinnelsens idé er det selvsagt mulig, dersom det er nødvendig, å bruke materialer av forskjellig beskaffenhet, men med samme kornstørrelse, hvilke materialer da sammen vil utgjøre en eneste "modus".
Det skal også bemerkes at de foreslåtte kornstørrelser bare er angitt som en indikasjon, idet andre materialer kan bli benyttet, forutsatt at de tilfredsstiller de ovennevnte kriterier. Det skal også bemerkes at utregningen av PVF er en kjent, vanlig teknikk og det er tilstrekkelig å bemerke her at bestanddelene av en partikkelblanding må inndeles i kornstørrelsefraksjoner, idet tilfredsstillende resultater blir oppnådd ved inndeling i f.eks. ca. tredve eller tiere fraksjoner.
Selv i fravær eller i nærvær av bare små mengder av et stoff som styrer fluidtap, er de multimodale formler eller blandinger ifølge oppfinnelsen meget motstandsdyktige mot fluidtap til formasjonen.
Tettheten av sementeringsblandingen ifølge oppfinnelsen kan innstilles meget nøyaktig uten at viskositeten av blandingen blir øket for meget og således uten at det inngås et kompromiss mellom dens blandings og innsprøytingsevne, selv i fravær eller nærvær av bare meget små mengder av dispersjonsmidler.
Det karakteristiske ved oppfinnelsen fremgår forøvrig også av de i kravene angitte, kjennetegnende trekk.
De følgende eksempler viser oppfinnelsen og beskriver andre fordelaktige detaljer eller trekk av denne, uten at oppfinnelsens omfang på noen måte blir begrenset. Disse eksempler er vist på tegningen.
Fig. I er et skjematisk riss av et apparat til prøving av en blandings
evne til å penetrere sprekker.
Fig. 2 er et diagram som viser tre kurver sorri sammenligner utviklingen av viskositeten av monomodale, bi- og trimodale blandinger. Fig. 3 er diagram som viser kornstørrelsekurver for lateks (3A),
kjønrøk (3B), og nanolateks (3C) og en kolloidal silika (3D) som blir benyttet som partikkeltilsetningsstoffer i blandinger ifølge oppfinnelsen.
Måleapparat
Det apparat som er vist på fig. 1 ble benyttet for å simulere strømmen av en sementeringsblanding i en sprekk. Dette apparat utgjøres av en transparent Pleksiglassplate 1 som er plassert på en filterpapirplate 2 på en porøs understøttelsesplate. En kanal er tildannet mellom den transparente plate 1 og filterpapirplaten 2 ved hjelp av et klebebånd 3 med kjent tykkelse (160 jim, medmindre annet er angitt). Klemmer (ikke vist) holder platene sammen. Den transparente plate har et hull 4.
Sementeringsblandingen ble innført ved 25 °C via hullet 4 ved hjelp av en sprøyte 5 som var forlenget ved hjelp av fleksible plastrør 6 og drevet av en liten motor (ikke vist) for å forskyve stempelet av sprøyten med en konstant hastighet. Etter innsprøytingen ble filterpapiret tørket og den strekning som bie tilbakelagt av sementen i den kanal som var avgrenset av strimmelen, ble målt. Lengden av platen mellom hullet 4 og den åpne ende av kanalen var 230 mm. Filterpapiret funksjonerte som en mellomkobling mellom det porøse middel (den porøse understøttelsesplate) og et middel som ikke var porøst (den transparente plate) og simulerte således det medium hvori en sementeringsblanding vanligvis blir innsprøytet (naturlige formasjoner, sement etc.).
Apparatet ble benyttet for å prøve forskjellige sementformler som var tilberedet med blandinger hvis karakteristikker er angitt nedenfor.
Mikrosement
Det mikrosement som ble benyttet for prøvene, var en blanding av Portlandsement og malte granulater av slaggklinker, type Spinor A-16, solgt av Ciments d'Origny, Frankrike. Dens kjemiske sammensetning (angitt som vektprosenten av tørt stoff) var som følger:
Dens fysiske karakteristikker var som følger:
Tetthet: 2,93 gem"<3>
Gjennomsnittlig partikkeldiameter: 4,6 p,m
Maksimal partikkelstørrelse: 16 um
Spesifikt overflateareal pr. vektenhet fastlagt ved luftpermeabilitetprøve (Blaine fineness): 0,8000 m<2>/g
Resultater som ble oppnådd med en Malvern Mastersizer granulometrisk laser-partikkelstørrelse-analyseinnretning:
Spesifikt overflateareal: 1,5127 m<2>/g
Sement
Disse prøver med vanlig sement blir utført med en klasse G Portland sement, Cemoil (et varemerke for Compagnie des Ciments Belges). Denne sement hadde de den følgende kjemiske sammensetning (angitt som vekt % av tørt stoff): I den følgende tabell er de forkortelser som blir benyttet for de første tre kolonner, de vanlige forkortelser innenfor sementkjemien, dvs. C3A=3CaO.Al203; C4AF=4CaO.Al203.Fe203; og C3S=3eaO.Si02-
De fysiske karakteristikker var som følger:
Densitet: 3,23 gem"<3>
Gjennomsnittlig partikkeldiameter: 25,24 um
Maksimal partikkelstørrelse: 150 p.m
Spesifikt overflateareal pr. vektenhet fastlagt ved luftpermeabilitetsprøve (Blaine fineness): 304 m<2>/g
Resultater oppnådd med en Malvern Mastersizer granulometrisk laser-partikkelstørrelse-analyseinnretning:
Spesifikt overflateareal: 0,3245 m<2>/g
" Meget fine" <p>artikler
SBR lateks
Styren butadien lateks (vektforhold 50:50), stabilisert av et natriumsalt av kondensasjonsproduktet av p-naftalinsulfonsyre med formaldehyd. De prosentuelle andeler som er oppgitt for sammensetningene, er basert på det samlede lateksvolum, inkludert stabilisator.
Kornstørrelseskurven er vist på fig. 3Å.
Gjennomsnittlig kornstørrelse 175,8 nm. 10,62 % av partiklene hadde en kornstørrelse på mindre enn eller lik 650 nm; 9,9 % har en kornstørrelse som er større enn eller lik 267,9 nm. Den maksimalt målte kornstørrelse er 500 nm.
Sot
Kornstørrelseskurven er vist på fig. 3B.
Gjennomsnittlig kornstørrelse 3,32 nm. 10 % av partiklene hadde en kornstørrelse på mindre enn eller lik 0,77 jim; 10 % hadde en kornstørrelse som var større enn eller lik 26,99 (im. Den maksimale målte størrelse av partiklene var 80 nm.
Selv om den gjennomsnittlige størrelse av partiklene var vesentlig større enn for lateks, gav sot ganske gode resultater, antagelig på grunn av dens forholdsvis høye andel av fine partikler.
Mikroeeler
Et middel til styring av fluidtap ble oppnådd ved kjemisk kryssforbindelse av en polyvinylalkohol i overensstemmelse med det som er beskrevet i den franske patentsøknad FR-A-2 704 219. Startpolyvinylalkoholen hadde et hydrolyseforhold på 88 % (mol) og en molekylærvekt på 160 000. Kryssforbindelsesmiddelet var glutaraldehyd, det teoretiske kryssforbindelsesforhold var på 0,19 %. De prosentuelle andeler som er gitt for sementeringsblandingene ble basert på konsentrert 2,6 % vannpolymerløsn inger.
Disse produkter kunne bli behandlet som partikler med en gjennomsnittlig kornstørrelse på tilnærmet 70 nm med en maksimal partikkelstørrelse i en størrelsesorden på flere hundre nanometer. Direkte størrelsesmålinger kunne ikke bli utført og størrelsen ble estimert fra andre egenskaper.
" Ultrafine" partikler
Nanolateks
Gjennomsnittlig kornstørrelse 26,8 nm. 8,9 % av partiklene hadde en kornstørrelse på ikke mer enn 18,5 nm; 10,3 % hadde en kornstørrelse på ikke mer enn 44,9 nm.
Maksimal målt størrelse: 90 nm.
Kornstørrelseskurven er vist på fig. 3C.
Colloidal silica
Gjennomsnittlig kornstørrelse 24,8 nm. 8,3 % av partiklene hadde en kornstørrelse på ikke mer enn 13 nm; 10,3 % hadde en kornstørrelse på ikke mer enn 44,9 nm.
Maksimal målt størrelse: 60 nm.
Kornstørrelseskurven er vist på fig. 3D.
Dis<p>ersjonsmidler
To typer av kommersielt tilgjengelige dispersjonsmidler ble benyttet:
• Dl=sulfonert melamin - formaldehyd kopolymer i vannløsning, 20 vekt %;
• D2=45 vekt % løsning av natriumsalt av polynaftalinsulfonat.
Andre tilsetningsstoffer
Sammensetningene eller blandingene ifølge oppfinnelsen kan også omfatte vanlige væsketilsetningsstoffer såsom:
• Antiskummingsmidler, f.eks. basert på tributylfosfonat, polypropylenglykol, dibutylftalat eller polyorganosiloxaner. For de prøver • som er oppgitt her, var antiskummingsmidlet en vandig silikonemulsjon, 35 % konsentrasjon. • Herderetarderingsmidler, f.eks. lignosulfonater - etter ønske delvis desulfonert - av hydroksylkarboksylsyrer eller salter av disse syrer, spesielt vinsyre, D-glukonsyre eller heptonsyre eller ønantsyre (engelsk: heptonic acid). Det middel som ble benyttet for disse prøver var rensede lignosulfonater. • Midler til styring av tap av væskefluid såsom derivater av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS).
De reologiske målinger ble utført etter en behandling på 20 minutter ved måletemperaturen (27 °C), idet det ble benyttet et rotasjonsviskosimeter med en ytre, roterende sylinder, modell Chan 35 i overensstemmelse med API-standard, paragraf 10, Appendix H. De andre målinger ble også utført ved den samme temperatur. Fluidtapprøver ble utført ved anvendelse av-■filterpapir over et standardgitter i overensstemmelse med API-standarden for mikrosementer.
De enheter og symboler som ble benyttet var:
Konsentrasjon basert på volum (l/kg)
Ty: flytegrense (Pa).
PV: plastisk viskositet (mPa s).
FL: fluidtap i 30 min (ml).
F W: fritt vann (ml).
Lengde: penetreringsdybde i millimeter ved anvendelse av den prøve som er beskrevet i fig. 1.
Bunnfelling: densitetsforskjell mellom toppen og bunnen av en 250 ml søyle, uttrykt i prosent.
EKSEMPEL 1
Tre sementeringsblandinger med en densitet på 14 ppg (1,667 g cm'<3>) ble tilberedt fra en mikrosement under API-standard betingelser.
Middelet til styring av fluidtap var en mikrogel og dispersjonsmiddelet var type Dl.
De verdier som er vist i tabellen, viser klart fluidtapets innflytelse på sementeringsblandingens evne til å penetrere en sprekk, selv om - slik tilfellet er her - tilsetningen av et middel til styring av fluidtap blir ledsaget av en forholdsvis stor økning sementeringsblandingens viskositet. Sementeringsblanding nr. 1 med meget god reologi, penetrerte bare ca. 40 mm.
For et hovedsakelig identisk fluidtap penetrerte sementeringsblandingen dypere når reologien var mindre (se nr. 3 og nr. 4).
EKSEMPEL 2
For eksempel 2 ble det benyttet en flytende AMPS-væske for lite fluidtap.
For prøve nr. 5 var mikrosementpartiklene de eneste faste partikler i sementeringsblandingen. For prøve nr. 6 ble partikler av kollodial silika tilsatt i en optimal konsentrasjon med hensyn til sementen for å oppnå en tilnærmelse til den maksimale PVF.
Dispersjonsmiddelet var D2. Konsentrasjonen av antiskummingsmiddelet var 0,009 l/kg.
Partiklene av kollodial silika reduserte fluidtapet i stor grad og medførte overlegen penetrering, selv om reologien var forringet; spesielt ble viskositeten øket i stor grad ved partikler av denne type.
EKSEMPEL 3
Ved denne prøveserie ble det tilberedt sementeringsblandinger med en densitet på 14 ppg (1,667 g cm"<3>) under anvendelse av en mikrosement. Konsentrasjonen av antiskummingsmiddelet var 0,009 l/kg.
Middelet til styring av fluidtap var en lateks som beskrevet i det europeiske patent nr. EP-A 0 091 377. Den bimodale blanding av mikrosement og lateks hadde en maksimal PVF for en latekskonsentrasjon på 0,13 l/kg.
~1: 230 mm er den maksimale sprekklengde. En lengde på 230 mm betyr at fluidet strømmet direkte gjennom sprekken og ut av den annen ende. Verdien på 200 mm ble oppnådd med en sprekk på 120 um.
Den første konklusjon som kan trekkes fra denne prøve, spesielt når det sammenlignes med prøvene nr. 7 og nr. 8, er at en sementeringsblanding penetrerte lenger inn i en sprekk når dens flytegrense var mindre, for et identisk fluidtap og plastiske viskositeter.
Det skal også bemerkes at sammensetninger nær den maksimale PVF, med mindre mengder av middel til styring av fluidtapet, var langt mer overlegen i forhold til de to andre.
Den godt dispergerte partikkeltilsetning som ble benyttet under de foretrukne betingelser av oppfinnelsen (nr. 8 og nr. 9) ga en meget god penetrering.
EKSEMPEL 4
De resultater som er gjengitt her ble oppnådd med optimale tremodal-sammensetninger. Densiteten av sementeringsblandingen var på ny 14 ppg (1,667 g cm"<3>) og sementen var en mikrosement.
~1: Konsentrasjon av antiskummingsmiddel 0,035 l/kg.
~2: Prøven ble repetert med en spalte på 120 u.m. Igjen strømmet sementeringsblandingen til den ende av platen som er motsatt innsprøytingsenden. Med en spalte på 60 um penetrerte
sementeringsblandingen til en dybde på 4 mm.
~3: Dette tilsetningsstoff var fast og konsentrasjonen er her angitt i vekt % av sement.
Med disse formler eller blandinger som alle fire var trimodale, ble det oppnådd både et lite fluidtap og en yppelig reologi spesielt med hensyn til dispersjonen. I alle tilfellene penetrerte sementeringsblandingen inn i spalten uten vanskelighet:
EKSEMPEL 5
Tre 14 ppg (1,667 g cm"<3>) -sementeringsblandinger som ble skaffet av en vanlig mikrosement (M) eller en vanlig sement ble sammenlignet. Ved disse prøver ble det benyttet en spalte på 320 [im.
Prøve 14M tilsvarte en meget dispergert mikrosement som er anbefalt innenfor fagkretsen for trykkarbeidsoperasjoner, men uten et tilsetningsmiddel for lite fluidtap. Selv om spalten var 20 ganger større enn de største partikler i mikrosementen og forholdet mellom tykkelsen av spalten og den gjennomsnittlige diameter av partiklene av mikrosementen var på ca. 90, penetrerte 14M-blandingen til en dybde på bare 150 mm. Sementeringsblandingen 15C som var tilbredt fra en vanlig sement med spesielt liten reologi, godt dispergert og med liten viskositet, dannet bare fingre, dvs. at sementeringsblandingen bare ankom inngangen av spalten, men penetrerte bare til en dybde på mindre enn 1 mm. Med andre ord var denne helt uegnet til bruk ved trykksementering.
Prøve 16C, igjen med vanlig sement med det samme dispersjonsnivå, men ved anvendelse av et trimodalt system, hvor de ulike tilsetningsstoffer ble tilsatt for å gi en PVF nær den maksimale PVF, ga derimot en meget tilfredsstillende penetrering, langt bedre enn den som ble oppnådd ved prøve
14M, noe som er et spesielt bemerkelsesverdig resultat som fullkomment viser fordelene med oppfinnelsen.
Eksempel 4 viser spesielt gode resultater som blir oppnådd med trimodale sammensetninger. Som vist på fig. 2 skyldes denne bemerkelsesverdige oppførsel primært den relative ufølsomhet overfor fluidtap. Viskositetsøkningen for en sementeringsblanding uten faste tilsetningsstoffer (monomodal sammensetning) etter et fluidtap på 100 ml ble gitt referansepunktet 100. Kurvene A og B viser fluidtapet for den samme viskositetsøkning for bi- resp. trimodale sammensetninger. Den meget store overlegenhet av sammensetningene som innbefatter partikkeltilsetningsstoffer kan ses. Overlegenheten er enda større når tettheten av sementeringsblandingene eller -formlende er større.
Claims (14)
1. Sementeringsblanding egnet for trykksementering, omfattende en væskefase og en faststoffase som utgjøres av en kombinasjon av faste partikkelstoffer omfattende sement, og minst ett partikkeltilsetningsstoff som er finere enn sement, hvis forhold er valgt for å maksimalisere pakkingsvolumfraksjonen,
karakterisert ved at - sementen har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på mellom 0,3 um og 10 um, - partikkeltilsetningsstoffet er uløselig i væskefasen, har en gjennomsnittlig partikkelstørrelse på mellom 0,05 um og 0,5 um og er valgt blant styren-butadien-gummilatekser, silikaaske, manganpigmentaske, sot og polymermikrogeler, - blandingen omfatter et dispersjonsmiddel og et væskefluidtap-tilsetningsstoff, og - beskaffenheten og konsentrasjonen av væskefluidtap-tilsetningsstoffet og kombinasjonen av faste partikkelstoffer er slik at API-væsketapet for blandingen er mindre enn 30 ml og variasjoner i viskositeten av blandingen på grunn av fluidtap er minimalisert.
2. Sementeringsblanding ifølge krav 1,
karakterisert ved at væskefluidtap-tilsetningsstoffet er løselig i væskefasen.
3. Sementeringsblanding ifølge krav 1,
karakterisert ved at fluidtap-tilsetningsstoffet er uløselig i væskefasen
4. Sementeringsblanding ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at blandingens flytepunkt er mindre enn 4,8 Pa.
5. Sementeringsblanding ifølge krav 4,
karakterisert ved at blandingens flytepunkt er mindre enn 2,4 Pa.
6. Sementeringsblanding ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at den gjennomsnittlige partikkelstørrelse av partikkeltilsetningsstoffet er 1/5 - 1/100 av partikkelstørrelsen av sementen.
7. Sementeringsblanding ifølge krav 6,
karakterisert ved at den gjennomsnittlige partikkelstørrelse av partikkeltilsetningsstoffet er ca. 1/10 av partikkelstørrelsen av sementen.
8. Sementeringsblanding ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at volumet av partikkeltilsetningsstoffet er på mellom 10 % og 50 % av volumet av sementen.
9. Sementeringsblanding ifølge krav 8,
karakterisert ved at volumet av partikkeltilsetningsstoffet er på mellom 20 % og 40 % av volumet av sementen.
10. Sementeringsblanding ifølge krav 9,
karakterisert ved at volumet av partikkeltilsetningsstoffet er på ca. 30 % av volumet av sementen..
11. Sementeringsblanding ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at den videre omfatter meget fine (ultrafine) partikler med en partikkelstørrelse på mellom 1/5 og 1/100 av den
gjennomsnittlige partikkelstørrelse av tilsetningsstoffet, og at blandingen omfatter tilsetningsstoff på 10 % - 40 % av totalvolumet av det faste partikkelmateriale, og meget fine partikler på 5 % - 30 % av totalvolumet av det faste partikkelmateriale.
12. Sementeringsblanding ifølge krav 11,
karakterisert ved at de meget fine (ultrafine) partikler har en gjennomsnittlig diameter på mellom 3 nm og 60 nm.
13. Sementeringsblanding ifølge krav 12,
karakterisert ved at de meget fine (ultrafine) partikler har en gjennomsnittlig diameter på mellom 15 nm og 40 nm.
14. Sementeringsblanding ifølge krav 12 eller 13,
karakterisert ved at det faste partikkelstoff omfatter 50 % - 75 % mikrosement, 15 % ^ 40 % tilsetningsstoff og 5 % - 20 % meget fine (ultrafine) partikler, regnet i volumprosent.
"15. Trykksementeringsfremgangsmåte,
karakterisert ved at den omfatter å injisere en sementeringsblanding som angitt i et av kravene 1-14 under trykk i sprekker, mikrosprekker eller andre åpninger i en geotermisk brønn eller en olje-, gass- eller vannbrønn.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9507010A FR2735465B1 (fr) | 1995-06-13 | 1995-06-13 | Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO962474D0 NO962474D0 (no) | 1996-06-12 |
NO962474L NO962474L (no) | 1996-12-16 |
NO317813B1 true NO317813B1 (no) | 2004-12-13 |
Family
ID=9479930
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19962474A NO317813B1 (no) | 1995-06-13 | 1996-06-12 | Sementeringsblanding egnet til trykksementering og trykksementeringsfremgangsmate |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6312515B1 (no) |
EP (1) | EP0748782B1 (no) |
AR (1) | AR004941A1 (no) |
CA (1) | CA2178707C (no) |
DE (1) | DE69632610T2 (no) |
DK (1) | DK0748782T3 (no) |
FR (1) | FR2735465B1 (no) |
GB (1) | GB2302091B (no) |
ID (1) | ID17225A (no) |
NO (1) | NO317813B1 (no) |
Families Citing this family (85)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2770579B1 (fr) | 1997-11-04 | 1999-12-17 | Schlumberger Cie Dowell | Procede d'abandon d'un puits de production d'hydrocarbures et fluide adapte a ce procede d'abandon |
FR2784095B1 (fr) * | 1998-10-06 | 2001-09-21 | Dowell Schlumberger Services | Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues |
FR2787105B1 (fr) * | 1998-12-10 | 2001-12-21 | Dowell Schlumberger Services | Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues |
FR2790258B1 (fr) * | 1999-02-25 | 2001-05-04 | Dowell Schlumberger Services | Procede de cimentation et application de ce procede a des cimentations de reparation |
FR2796935B1 (fr) * | 1999-07-29 | 2001-09-21 | Dowell Schlumberger Services | Coulis de cimentation des puits petroliers ou analogues a basse densite et basse porosite |
US6562122B2 (en) | 2000-09-18 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
DK1193230T3 (da) * | 2000-09-29 | 2005-08-08 | Sofitech Nv | Cementeringssammensætning omfattende et dispergerende middel til cementeringsoperation i oliebrönde |
US6616751B1 (en) | 2000-11-13 | 2003-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | Water-selective cementing composition |
MXPA03008913A (es) * | 2001-04-03 | 2005-03-07 | Walker Ind Holding Ltd | Formulaciones que contienen alcohol polivinilico y policondensado de melamina sulfonado para utilizarse en suspensiones de yeso. |
ATE404505T1 (de) * | 2001-08-06 | 2008-08-15 | Schlumberger Technology Bv | Faserverstärkte zementzusammensetzung mit niedriger dichte |
US20040092785A1 (en) * | 2002-01-25 | 2004-05-13 | Mills Peter S. | Coal slurry stabilization |
US20030181542A1 (en) | 2002-03-21 | 2003-09-25 | Vijn Jan Pieter | Storable water-silica suspensions and methods |
US6644405B2 (en) | 2002-03-21 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods |
US6989057B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
US6951250B2 (en) | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
GB2407317B (en) * | 2003-10-20 | 2006-04-12 | Schlumberger Holdings | Cementing composition |
US6983800B2 (en) | 2003-10-29 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, cement compositions and oil suspensions of powder |
US7073584B2 (en) | 2003-11-12 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads |
US9512346B2 (en) | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
US7559369B2 (en) | 2007-05-10 | 2009-07-14 | Halliubrton Energy Services, Inc. | Well treatment composition and methods utilizing nano-particles |
US20050241545A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions |
US7284611B2 (en) | 2004-11-05 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations |
US8703659B2 (en) | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
US7267174B2 (en) * | 2005-01-24 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement |
EP1686234B1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-03-26 | Services Petroliers Schlumberger | Cementing compositions and application thereof to cementing oil wells or the like |
US7373981B2 (en) * | 2005-02-14 | 2008-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing with lightweight cement compositions |
US7398827B2 (en) | 2005-03-11 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for high temperature lightweight cementing |
US7390356B2 (en) | 2005-03-11 | 2008-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for high temperature lightweight cementing |
US7528096B2 (en) * | 2005-05-12 | 2009-05-05 | Bj Services Company | Structured composite compositions for treatment of subterranean wells |
US7341106B2 (en) * | 2005-07-21 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss |
US7789150B2 (en) | 2005-09-09 | 2010-09-07 | Halliburton Energy Services Inc. | Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use |
US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
US7743828B2 (en) | 2005-09-09 | 2010-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content |
US7335252B2 (en) | 2005-09-09 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
US7077203B1 (en) | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
US7174962B1 (en) | 2005-09-09 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
US9006155B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
US8327939B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use |
US7395860B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using foamed settable compositions comprising cement kiln dust |
US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
US9150773B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations |
US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
US7607484B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8555967B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition |
US8609595B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use |
US8307899B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
US7213646B2 (en) | 2005-09-09 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing compositions comprising cement kiln dust, vitrified shale, zeolite, and/or amorphous silica utilizing a packing volume fraction, and associated methods |
US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
US7478675B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
US8297357B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US9051505B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US8333240B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
US7381263B2 (en) * | 2005-10-24 | 2008-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust |
US7199086B1 (en) | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US7204310B1 (en) | 2006-04-11 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
BRPI0604778A (pt) * | 2006-11-10 | 2008-06-24 | Holcim Brasil S A | processo para tratamento de fissuras em estruturas de concreto |
US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
US7784542B2 (en) | 2007-05-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods |
US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
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 |
ATE510803T1 (de) * | 2007-10-30 | 2011-06-15 | Prad Res & Dev Nv | Dichtungsmittelzusammensetzung |
EP2071003A1 (en) | 2007-12-12 | 2009-06-17 | Services Pétroliers Schlumberger | Squeeze composition for restoring isolation |
US20100270016A1 (en) * | 2009-04-27 | 2010-10-28 | Clara Carelli | Compositions and Methods for Servicing Subterranean Wells |
US8157009B2 (en) * | 2009-09-03 | 2012-04-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex |
EP2407524A1 (en) | 2010-07-15 | 2012-01-18 | Services Pétroliers Schlumberger | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
US9950952B2 (en) | 2010-11-30 | 2018-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US9834719B2 (en) | 2010-11-30 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for servicing subterranean wells |
US8561701B2 (en) * | 2010-12-21 | 2013-10-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for cementing in a subterranean formation using a cement composition containing calcium silicate hydrate seeds |
CN106782735B (zh) | 2011-06-29 | 2018-08-31 | 宏大深渊有限责任公司 | 核废料和其他类型的有害废料的深埋 |
US9938447B2 (en) | 2011-10-28 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for completing subterranean wells |
FR2986005B1 (fr) * | 2012-01-25 | 2014-06-27 | Rhodia Operations | Agents de controle du filtrat sous forme solide |
US9321953B1 (en) | 2013-11-22 | 2016-04-26 | Fritz Industries, Inc. | Well cementing |
US10115489B2 (en) | 2016-09-12 | 2018-10-30 | Grand Abyss, Llc | Emergency method and system for in-situ disposal and containment of nuclear material at nuclear power facility |
US20180362834A1 (en) | 2017-06-16 | 2018-12-20 | TenEx Technologies, LLC | Compositions And Methods For Treating Subterranean Formations |
CN108518216B (zh) * | 2018-03-12 | 2019-03-05 | 西南石油大学 | 一种低孔缝低渗地层的封堵效果评价方法 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB793268A (en) * | 1954-11-12 | 1958-04-16 | Bataafsche Petroleum | Processes for cementing boreholes and hydraulic binding agents suitable for use in such processes |
US4234344A (en) * | 1979-05-18 | 1980-11-18 | Halliburton Company | Lightweight cement and method of cementing therewith |
NO162810C (no) * | 1982-04-06 | 1992-08-13 | Schlumberger Cie Dowell | Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner. |
NO158499C (no) * | 1985-09-03 | 1988-09-21 | Elkem As | Hydraulisk sementoppslemming. |
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 |
DK32690D0 (da) * | 1989-05-01 | 1990-02-07 | Aalborg Portland Cement | Formet genstand |
US4941536A (en) * | 1989-06-27 | 1990-07-17 | Halliburton Company | Set retarded cement compositions and methods for well cementing |
JP3129745B2 (ja) * | 1990-12-14 | 2001-01-31 | 電気化学工業株式会社 | 注入材 |
FR2672070B1 (fr) * | 1991-01-29 | 1995-10-06 | Bouygues Sa | Produit d'injection pour obturer des interstices, notamment pour la consolidation d'un terrain et autres applications. |
US5346012A (en) * | 1993-02-01 | 1994-09-13 | Halliburton Company | Fine particle size cement compositions and methods |
FR2704218B1 (fr) * | 1993-04-21 | 1995-06-09 | Schlumberger Cie Dowell | Laitiers de ciments pétroliers, leur préparation et leur utilisation à la cimentation de puits. |
-
1995
- 1995-06-13 FR FR9507010A patent/FR2735465B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1996
- 1996-06-06 DK DK96401218T patent/DK0748782T3/da active
- 1996-06-06 DE DE69632610T patent/DE69632610T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1996-06-06 EP EP96401218A patent/EP0748782B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-06-07 GB GB9611876A patent/GB2302091B/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-06-10 CA CA002178707A patent/CA2178707C/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-06-12 AR ARP960103116A patent/AR004941A1/es unknown
- 1996-06-12 US US08/664,018 patent/US6312515B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-06-12 NO NO19962474A patent/NO317813B1/no not_active IP Right Cessation
- 1996-06-13 ID IDP961676A patent/ID17225A/id unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0748782A1 (en) | 1996-12-18 |
AR004941A1 (es) | 1999-04-07 |
NO962474D0 (no) | 1996-06-12 |
GB2302091A (en) | 1997-01-08 |
FR2735465A1 (fr) | 1996-12-20 |
NO962474L (no) | 1996-12-16 |
DK0748782T3 (da) | 2004-10-11 |
EP0748782B1 (en) | 2004-06-02 |
US6312515B1 (en) | 2001-11-06 |
DE69632610D1 (de) | 2004-07-08 |
GB2302091B (en) | 1997-08-27 |
CA2178707A1 (en) | 1996-12-14 |
ID17225A (id) | 1997-12-11 |
FR2735465B1 (fr) | 1997-08-29 |
CA2178707C (en) | 2006-04-25 |
GB9611876D0 (en) | 1996-08-07 |
DE69632610T2 (de) | 2005-06-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO317813B1 (no) | Sementeringsblanding egnet til trykksementering og trykksementeringsfremgangsmate | |
US6171386B1 (en) | Cementing compositions, a method of making therefor, and a method for cementing wells | |
US9458372B2 (en) | Fluid loss control agents and compositions for cementing oil and gas wells comprising said fluid loss control agent | |
AU2009329384B2 (en) | Cement compositions comprising stevia retarders | |
US6309455B1 (en) | Stable suspension of hydrocolloids and superplasticizer | |
US4935060A (en) | Hydraulic cement slurry | |
US5135577A (en) | Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement | |
RU2478681C2 (ru) | Сухая цементная смесь для цементирования буровых скважин | |
US5025040A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
US4931489A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
NO321188B1 (no) | Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner | |
WO2004067469A1 (en) | Methods and compositions for cementing subterranean zones | |
CN107056158A (zh) | 用于易漏失小井眼或窄间隙环空井固井的封堵防气窜水泥浆 | |
WO2017189302A1 (en) | New multi-purpose additive for oil and gas cementing applications | |
US5092935A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
SG172396A1 (en) | Use of vinyl phosphonic acid for producing biodegradable mixed polymers and the use thereof for exploring and extracting petroleum and natural gas | |
WO2010009830A1 (en) | Control of the properties of cement slurries of normal densities with optimized polymers combination | |
US5046562A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
US4933378A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
Irawan et al. | An innovative solution for preventing gas migration through cement slurry in the lower Indus basin of Pakistan | |
US5228915A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
NO321189B1 (no) | Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i en underjordisk bronn | |
EP4313904A1 (en) | Water-dispersible polymer powder compositions for cementing in subterranean formation, their manufacture and use | |
Al-Bagoury et al. | Micro-composite as a Fluid Loss Additive for Oil Well Cementing | |
CN111825399A (zh) | 一种低触变性低密度高强度水泥浆 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO, NO |
|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |