NO317813B1 - Sementeringsblanding egnet til trykksementering og trykksementeringsfremgangsmate - Google Patents

Sementeringsblanding egnet til trykksementering og trykksementeringsfremgangsmate Download PDF

Info

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
Application number
NO19962474A
Other languages
English (en)
Other versions
NO962474D0 (no
NO962474L (no
Inventor
Veronique Barlet-Gouedard
Pierre Maroy
Bernard Dargaud
Andre Garnier
Original Assignee
Schlumberger Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology Bv filed Critical Schlumberger Technology Bv
Publication of NO962474D0 publication Critical patent/NO962474D0/no
Publication of NO962474L publication Critical patent/NO962474L/no
Publication of NO317813B1 publication Critical patent/NO317813B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B20/00Use 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
    • C04B20/0076Use 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
    • C04B20/008Micro- or nanosized fillers, e.g. micronised fillers with particle size smaller than that of the hydraulic binder
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/428Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for squeeze cementing, e.g. for repairing
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S106/00Compositions: coating or plastic
    • Y10S106/01Fly 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.
NO19962474A 1995-06-13 1996-06-12 Sementeringsblanding egnet til trykksementering og trykksementeringsfremgangsmate NO317813B1 (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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.

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