NO321188B1 - Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner - Google Patents

Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner Download PDF

Info

Publication number
NO321188B1
NO321188B1 NO19973046A NO973046A NO321188B1 NO 321188 B1 NO321188 B1 NO 321188B1 NO 19973046 A NO19973046 A NO 19973046A NO 973046 A NO973046 A NO 973046A NO 321188 B1 NO321188 B1 NO 321188B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
composition
cement
latex
weight
range
Prior art date
Application number
NO19973046A
Other languages
English (en)
Other versions
NO973046D0 (no
NO973046L (no
Inventor
Bobby J King
David D Onan
Jiten Chatterji
Patty L Onan
Original Assignee
Halliburton Energy Serv Inc
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 Halliburton Energy Serv Inc filed Critical Halliburton Energy Serv Inc
Publication of NO973046D0 publication Critical patent/NO973046D0/no
Publication of NO973046L publication Critical patent/NO973046L/no
Publication of NO321188B1 publication Critical patent/NO321188B1/no

Links

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
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/12—Nitrogen containing compounds organic derivatives of hydrazine
    • C04B24/124—Amides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C04B28/04—Portland cements
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C09K8/473—Density reducing additives, e.g. for obtaining foamed cement compositions
    • 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
    • Y02W30/00—Technologies for solid waste management
    • Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
    • Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt sementering av underjordiske brønner og mer spesielt sementsammensetninger som herdes nede i brønnhullet til elastiske faste masser.
Hydrauliske sementsammensetninger benyttes vanligvis ved underjordiske brønn-kompleterings- og hjelpeoperasjoner. For eksempel blir hydrauliske sementsammensetninger benyttet ved primære sementeringsoperasjoner hvorved rør slik som foringsrør og forlengelsesrør sementeres i brønnhull. Ved utførelse av primær sementering blir en primær sementsammensetning pumpet inn i ringrommet mellom veggene i brønnhullet og de utvendige overflatene til røret som er anbragt deri. Sementsammensetningen får avbindes eller størkne i ringrommet og danner derved en ringformet mantel av herdet, vesentlig impermeabel sement deri. Sementmantelen gir fysisk understøttelse og posisjonering av røret i brønnhullet og binder rørets utvendige overflater til brønnhullets vegger hvorved den uønskede migrering av fluider mellom soner eller formasjoner som er gjennomtrengt av brønnhullet hindres. Sementsammensetningne som benyttes ved primær sementering må ofte være lettvektige for å hindre at høye hydrostatiske trykk utøves på formasjoner som er gjennomtrengt av brønnhull.
Overgangstiden for en brønnsementsammensetning er tiden etter dens anbringelse i en underjordisk sone som gjennomtrenges av et brønnhull hvorved sementsammensetningen endrer seg fra et virkelig fluid til en hard størknet masse. I løpet av denne overgangstiden blir sementsammensetningen delvis selvbærende hvilket nedsetter det hydrostatiske trykket som utøves av sementsammensetningen på formasjoner som inneholder fluid under trykk som er penetrert av brønnhullet. Dette vil si at når sementsammensetningen blir delvis selvbærende så resulterer volumreduksjoner i sementsammensetningen forårsaket av fluidtap til tilstøtende formasjoner og hydratisering av sementen, i hurtige minskinger i det hydrostatiske trykket som utøves av sementsammensetningen. Når den fluide fasen i sementmatrisen ikke er komprimerbar og trykket som utøves av sementsammensetningen faller under trykket til formasjonsfluidene, så vil formasjonsfluidene komme inn i ringrommet og strømme gjennom sementsammensetningen under dannelse av uønskede strømningspassasjer som forblir etter at sementsammensetningene størkner. Bruken av en sterkt komprimerbar fluid-komponent slik som gass i sementsammensetningen, forbedrer sammensetningens evne til å opprettholde trykk og således hindres strømningen av formasjonsfluider inn i og/ eller gjennom sementsammensetningen.
Utviklingen av brønner som innbefatter en eller flere laterale brønner for å øke produksjonen har nylig funnet sted. Slike multilaterale brønner inkluderer vertikale eller avvikende (inkludert horisontale) prinsipale brønnhull som har en eller flere lateralt beliggende, underordnede hull forbundet dermed. Det har blitt utviklet borings- og kompletteirngsutstyr som gjør at multiple laterale brønner kan bores fra et prinsipalt foret og sementert brønnhull. Hver av de laterale brønnhullene kan innbefatte et forlengelsesrør som er sementert deri og som er koblet til det prinsipale borehullet. De laterale borehullene kan være vertikale eller avvikende og kan bores i forutbestemte produserende formasjoner eller soner ved hvilket som helst tidspunkt i brønnens produktive livssyklus.
I både konvensjonelle enkelthull-brønner og multilaterale brønner som har flere hull, må sementsammensetningen anvendes for sementering av foringsrør eller forlengelsesrør i borehullene utvikle høy bindingsstyrke etter herding eller størkning og også ha tilstrekkelig elastisitet og duktilitet, for å tåle tap av rør- eller formasjonsbinding, sprekkdannelse og/eller knusing som et resultat av rørbevegelse, slag og/eller støt som senere oppstår ved borings- og andre brønnoperasjoner. Bindingstap, sprekkdannelse og/eller knusing av den herdede sementen bevirker lekkasje av formasjonsfluider gjennom i det minste deler av brønnhullet eller -hullene hvilket kan være meget uheldig.
Herdet sement i brønner, og spesielt den herdede sementen som danner sementmantlene i ringrommene mellom rør og veggene i brønnhull svikter ofte på grunn av skjær- og kompresjonsspenninger som utøves på den herdede sementen. Slike spenningstilstander er vanligvis resultatet av relativt høye fluidtrykk og/eller temperaturer inne i rør som er sementert i brønnhull under testing, perforering, fluidinjeksjon og/eller fluidproduksjon. Det høye indre rørtrykket og/eller temperaturen resulterer i utvidelse av røret, både radielt og longitudinelt, hvilket utsetter sementmantelen eller -kappen for spenninger noe som gjør at den sprekker eller bindingene mellom rørets utvendige overflater og/ eller brønnhullveggene og sementkappen svikter i form av tap av hydraulisk tettning.
En annen tilstand resulterer fra meget høye trykk som forekommer inne i sementkappen på grunn av den termiske ekspansjon av fluider som er innestengt inne i sementmantelen. Denne tilstanden oppstår som et resultat av høye temperaturforskjeller som er skapt under injeksjonen eller produksjonen av høytemperaturfluider gjennom brønn-hullet, f.eks brønner underkastet damputvinning eller produksjon av varme formasjonsfluider fra høytemperaturformasj oner. Trykket til de innestengte fluidene overskrider typisk kollapstrykket til sementen og rør og forårsaker lekkasjer og bindingssvikt. En ytterligere komprimerende spenningstilstand oppstår som et resultat av krefter utenfor som utøves på sementkappen på grunn av dannelse av skiftende formasjoner og trykk fra overliggende lag.
I multilaterale brønner hvor rør har blitt sementert i brønnhull under anvendelse av konvensjonelle brønnsementoppslemminger som herdes til sprø faste masser, kan den sprø, herdede sementen ikke tåle slag og støt som senere utvikles ved borings og andre brønnoperasjoner som utføres i multipellateralbrønnene uten sprekkdannelse eller knusing.
De ovenfor omtalte svikt kan resultere i tap av produksjon, miljøforurensning, farlige riggoperasjoner og/eller farlige produksjonsoperasjoner. Den vanligste fare er tilstede-værelsen av gasstrykk ved brønnhodet.
Det er således behov for brønnsementsammensetninger og fremgangsmåter hvorved sementsammensetningene etter herding er meget elastiske og kan tåle de ovenfor omtalte spenninger uten å svikte. Det vil si, det er et behov for brønnsementsammen-setninger og fremgangsmåter hvorved den herdede sementen har forbedrede mekaniske egenskaper inkludert elastisitet og duktilitet og hvorved svikt på grunn av rørbevegelse, slag og støt reduseres eller hindres.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer elastiske brønnsementsammensetninger som har forbedrede mekaniske egenskaper innbefattende elastisitet og duktilitet og en fremgangsmåte for anvendelse av sammensetninger som tilfredsstiller de ovenfor omtalte behov og overkommer mangler ved tidligere kjent teknikk.
Brønnsementsamrnensetningen ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter en hydraulisk sement, damputfelt ("fumed") silisiumdioksyd som er tilstede i en mengde i området fra ca 5 til ca 30 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen, en vandig gummilateks som er tilstede i en mengde i området fra ca 2,5 til ca 45 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen og en effektiv mengde av en lateksstabilisator.
En annen brønnsementsammensetning ifølge oppfinnelsen omfatter en hydraulisk sement, damputfelt silisiumdioksyd som er tilstede i en mengde i området fra ca 5 til ca 30 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen, en vandig gummilateks som er tilstede i en mengde fra området fra ca 2,5 til ca 45 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen, og effektive mengde av en lateksstabilisator, avskummingsmiddel, en gass, et skurnmingsmiddel og en skumstabilisator. I tillegg til å være høyelastisk er denne skummede sementsammensetningen lettvektig og inneholder en komprimerbar gass hvorved migrering av formasjonsfluid under trykk gjennom den herdende sementen hindres.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen omfatter hovedsakelig trinnene: innføring av en brønnsementsammensetning ifølge oppfinnelsen som størkner eller herder til en høy-elastisk fast masse som har høy heftfasthet, elastisitet og duktilitet, i en underjordisk brønn, og sementsammensetningen får herde i brønnen.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer elastiske brønnsementsammensetninger som har forbedrede mekaniske egenskaper inkludert elastisitet og duktilitet og fremgangsmåter for anvendelse av de elastiske sementsammensetningene i sementeringsoperasjoner utført i underjordiske brønner. Mens sammensetningene og fremgangsmåtene er nyttige i en rekke forskjellige brønnkompleterings- og hjelpeoperasjoner, så er de spesielt nyttige ved primær sementering, dvs sementering av foringsrør og forlengelsesrør i brønnhull inkludert sementering av multilaterale underjordiske brønner.
Det kan anvendes en rekke forskjellige hydrauliske sementer ifølge foreliggende oppfinnelse inkludert de som omfatter kalsium, aluminium, silisium, oksygen og/eller svovel som størkner og herder ved reaksjon med vann. Slike hydrauliske sementer inkluderer Portland-sementer, pozzolanasementer, gipssementer, sementer med høyt aluminiuminnhold, silisiumdioksydsementer og sementer med høy alkalinitet. Portland-sementer foretrekkes generelt for bruk ifølge foreliggende oppfinnelse. Portland-sementer av de typer som er definert og beskrevet API Specification For Materials And Testing For Well Cements, API Specification 10, 5. utgave, datert 1 juli 1990, av American Petroleum Institute, er spesielt egnet. Foretrukne API Portland-sementer inkluderer klasser A, B, C, G og H, idet API-klasser G og H er mer foretrukket og klasse G er den mest foretrukne.
Damputfelt silisiumdioksyd er en kolloidal form av silisiumdioksyd fremstilt ved forbrenning av silisiumtetraklorid i hydrogen-oksygen-ovner. Damputfelt silisiumdioksyd har en fin partikkelstørrelse og gir i kombinasjon med de andre komponentene i foreliggende sementsammensetninger forbedrede mekaniske egenskaper til sammensetningene, spesielt evnen til å tåle en rekke forskjellige spenninger som er forbundet med underjordiske brønnforhold uten hefttap, sprekking, knusing eller annen form for svikt. Betegnelsen "damputfelt silisiumdioksyd" er benyttet i foreliggende sammenheng til å bety damputfelt silisiumdioksyd fremstilt som beskrevet ovenfor og ekvivalente former av silisiumdioksyd fremstilt på andre måter.
Det damputfelte silisiumdioksydet er tilstede i den ovenfor beskrevne sammensetning ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca 5 til ca 30 vekt-% av den hydrauliske sement i sammensetningen (fra ca 2,0 til ca 13,6 kg/sekk), mer foretrukket fra ca 7,5 til ca 15 % (fra ca 3,2 til ca 6,4 kg/sekk) og mest foretrukket ca 10 % (ca 4,3 kg/sekk). Som det vil forstås av fagfolk innen teknikken reagerer det damputfelte silisiumdioksydet med kalk og lignende som frigjøres av den hydrauliske sementen under hydratisering til dannelse av et amorft metallsilikathydrat.
Det kan anvendes en rekke forskjellige velkjente gummimaterialer ifølge foreliggende oppfinnelse. Slike materialer er kommersielt tilgjengelige i vandig lateksform, dvs vandige dispersjoner eller emulsjoner. For eksempel kan naturgummi (cis-1,4-polyisopren) og de fleste av dens modifiserte typer benyttes. Syntetiske polymerer av forskjellige typer kan også anvendes inkludert styren/butadiengummi, cis-1,4-polybutadiengummi og blandinger derav med naturgummi eller styren/butadiengummi, harpiks med høyt styreninnhold, butylgummi, etylen/propylengummier, neoprengummi, nitrilgummi, cis-l,4-polyisoprengummi, silikongummi, klorsulfonert gummi, poly-etylengummi, epiklorhydringummi, fluorkarbongummi, fluorsilikongummi, polyuretan-gummi, polyakrylgummi og polysulfidgummi.
Av de forskjellige lateksene som kan anvendes foretrekkes de som er fremstilt ved emulsjonspolymerisasjonsprosesser. En særlig foretrukket lateks for bruk ifølge foreliggende oppfinnelse er en styren/butadien-kopolymerlateksemulsjon fremstilt ved emulsjonspolymerisasjon. Den vandige fasen i emulsjonen er en vandig kolloidal dispersjon av styren/butadien-kopolymeren. Lateksdispersjonen innbefatter vanligvis vann i en mengde i området fra ca 40 til ca 70 vekt-% av lateksen, og i tillegg til de dispergerte styren/butadienpartiklene innbefatter lateksen ofte små mengder av et emulgeringsmiddel, polymerisasjonskatalysatorer, kjedemodifiserende midler og lignende. Vektforholdet for styren til butadien i lateksen kan variere fra ca 10 %:90 % til ca 90%: 10%.
Det skal forstås at styren/butadien-latekser ofte fremstilles kommersielt som terpolymer-latekser som innbefatter opptil ca 3 vekt-% av en tredje monomer for å hjelpe stabilisering av lateksemulsjonene. Den tredje monomeren er, når en slik er tilstede, generelt anionisk av karakter og inkluderer en karboksylat-, sulfat- eller sulfonatgruppe. Andre grupper som kan være tilstede på den tredje monomeren inkluderer fosfater, fosfonoater eller fenoliske stoffer. Dcke-ioniske grupper som utviser steriske effekter og som inneholder lange etoksylat- eller hydrokarbonhaler kan også være tilstede.
En spesielt egnet vandig styren/butadienlateks har et styren/butadien-vektforhold på ca 25 %:75 % og styren/butadien-kopolymeren er suspendert i en 50 vekt-% vandig emulsjon. Denne vandige styren/butadien-lateksen i kombinasjon med de andre komponentene i foreliggende sementsammensetninger gir utmerket elastisitet til en herdet sementsammensetning uten vesentlig tap av heftfasthet i den herdede sementen. En lateks av denne typen er tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Duncan, Oklahoma, under varebetegnelsen "LATEX 2000™". Den vandige lateksen inkluderes i foreliggende sementsammensetninger i en mengde i området fra ca 2,5 til ca 45 vekt-% av den hydrauliske sementen i sammensetningen (fra ca 0,95 til ca 18,9 liter/sekk), mer foretrukket fra ca 4,5 til ca 22 % (fra ca 1,9 til ca 9,5 liter/sekk) og mest foretrukket ca 9 % (ca 3,8 liter/sekk).
For å hindre den vandige lateksen i å koagulere for tidlig og øke sementsammen-setningens viskositet inkluderes en effektiv mengde av en lateksstabilisator i sementsammensetningen. Lateksstabilisatorer omfatter ett eller flere overflateaktive midler som virker slik at latekskoagulering hindres. De som er spesielt egnet for bruk ifølge foreliggende oppfinnelse er overflateaktive midler med formelen: hvor R er en alkylgruppe med fra ca 5 til ca 30 karbonatomer, Ph er fenyl og m er et helt tall i området fra ca 5 til ca 50, og overflateaktive midler av den generelle formel:
hvor Ri er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med fra 1 til ca 30 karbonatomer, cykloalkylgrupper med 5 eller 6 karbonatomer, C1-C4 alkylsubstituerte cykloalkylgrupper, fenyl, alkylsubstituert fenyl av den generelle formel (R3)aPh- hvor Ph er fenyl, R3 er en alkylgruppe med fra 1 til ca 18 karbonatomer og a er et helt tall fra 1 til 3, og fenylalkylgrupper hvor alkylgruppene har fra 1 til ca 18 karbonatomer og fenylalkylgruppene har totalt fra ca 8 til ca 28 karbonatomer, R2 er en substituert etylengruppe av formelen -CH2CH2R4 hvor R4 er valgt fra hydrogen, metyl, etyl eller blandinger derav, og n er et helt tall fra 0 til ca 40 forutsatt at når Ri er fenyl eller
alkylsubstituert fenyl så er n minst 1, og X er et hvilket som helst kompatibelt kation. Et foretrukket overflateaktivt middel i denne gruppen er etoksylert nonylfenyl inneholdende i området fra ca 20 til ca 30 mol etylenoksyd.
Et annet foretrukket overflateaktivt middel i gruppen er et natriumsalt som har den generelle formel:
hvor R-s er en alkylgruppe som har i området fra ca 1 til ca 9 karbonatomer, R$ er gruppen -CH2CH2-, o er et helt tall fra ca 10 til ca 20, og X er et kompatibelt kation. Ytterligere et annet foretrukket overflateaktivt middel i gruppen er et natriumsalt som har formelen hvor R7 er en alkylgruppe som har i området fra ca 5 til ca 20 karbonatomer, Rg er gruppen -CH2CH2-, p er et helt tall i området fra ca 10 til ca 40, og X er et kompatibelt kation. Et spesielt foretrukket overflateaktivt middel av denne typen er natriumsaltet av en sulfonert forbindelse avledet ved omsetning av en C12-C15 alkohol med ca 15 mol etylenoksyd, som har formelen:
som er kommersielt tilgjengelig under betegnelsen "AVANEL Sl 50™", fra PPG Mazer, Mazer Chemicals, en divisjon i PPG Industries, Inc., 3938 Porett Drive Gurnee, Illinois 60031.
Av de forskjellige ovenfor beskrevne lateksstabilisatorene som kan anvendes foretrekkes etoksylert nonylfenol inneholdende i området fra ca 15 til ca 40 mol etylenoksyd og "AVANEL S 150™"-serien av overflateaktive midler, dvs natriumsaltet av en sulfonert og etoksylert forbindelse som har formelen H (CH2)i2-is (CH2CH20)i5^o S03 Na, idet H (CH2)i2-i5 (CH2CH20)i5 S03 Na er mest foretrukket.
Mens forskjellige mengder av lateksstabilisator inkluderes i sementsammensetningen avhengig av den spesielle vandige gummilateks som anvendes, blir lateksstabilisatoren vanligvis inkludert i sementsammensetningen i en mengde i området fra ca 9 til ca 35 vekt-% av den vandige gummilateksen som er innbefattet deri (fra ca 0,075 til ca 6,6 liter/sekk sement). Når den vandige lateksen er eh vandig styren/butadien-lateks blir lateksstabilisatoren som benyttes fortrinnsvis innbefattet i sementsammensetningen i en mengde i området fra ca 9 til ca 35 vekt-% av den vandige gummilateksen som er inkludert i sammensetningen (fra ca 0,075 til ca 6,6 liter/sekk sement), mer foretrukket fra ca 15 til ca 25 % (fra ca 0,15 til ca 4,7 liter/sekk) og mest foretrukket ca 20 % (ca 0,75 liter/sekk).
Mens vannet i den vandige gummilateksen som benyttes for dannelse av sementsammensetningene ifølge oppfinnelsen, kan være tilstrekkelig for fremstilling av en pumpbar oppslemming og hydratisering av de sementholdige materialene deri, så kan ytterligere vann tilsettes til sammensetningen etter behov for pumpbarhet. Vannet kan være fra en hvilken som helst kilde forutsatt at det ikke inneholder overskudd av forbindelser som har skadelig irmvirkning på andre komponenter i sementsammensetningen. Vannet kan f.eks inneholde forskjellige salter slik som natrium-, kalium- og kalsiumklorid eller lignende. Generelt er vann tilstede i en sementopp-slemmingssammensetning ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca 22 til ca 95 vekt-% av hydraulisk sement deri (fra ca 9,5 til ca 40,5 liter/sekk).
En lettvektig, skummet, høyelastisk brønnsementsammensetning ifølge oppfinnelsen omfatter en hydraulisk sement av den ovenfor beskrevne typen, damputfelt silisiumdioksyd som beskrevet ovenfor tilstede i en mengde i området fra ca 5 til ca 30 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen (fra ca 2,0 til ca 13,6 kg/sekk), en vandig gummilateks av den ovenfor beskrevne typen tilstede i mengde i området fra ca 2,5 til ca 45 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen (fra ca 0,95 til ca 18,9 liter/sekk) en effektiv mengde av en lateksstabilisator av typen beskrevet ovenfor, en effektiv mengde av et avskummingsmiddel, en komprimerbar gass tilstede i en mengde som er tilstrekkelig til å skumme sammensetningen og frembringe en densitet i området fra ca 0,959 g/liter til ca 1,917 g/liter, en effektiv mengde av et skummemiddel og en effektiv mengde av en skumstabilisator.
Avskummingsmidlet hindrer skumming under blanding av sementsammensetningen før skumming av sammensetningen. Det vil si, på grunn av at den vandige gummilateksen inneholder overflateaktive midler for emulgering av lateksen og lateksstabilisator som også virker som slcurnmernidler, dannes et stort ustabilt bobleskum når den hydrauliske semententen og silisiumdioksyd blandes med lateksen. Avslaimmingsmidlet hindrer dannelsen av det store bobleskummet slik at det senere kan dannes et lite, stabilt bobleskum. Avskummingsmidlet kan omfatte hvilket som helst av de forbindelser som er velkjent for slike egenskaper slik som polyolsilisiumforbindelsene. Et foretrukket avskummingsmiddel er polydimetylsiloksan som er kommersielt tilgjengelig fira Halliburton Energy Services i Duncan, Oklahoma, under varebetegnelsen "D-ADR™". Avskummingsmidlet innbefattes generelt i sementsammensetningen i en mengde i området fra ca 0,1 til ca 0,9 vekt-% av den hydrauliske semententen deri (fra ca 0,038 til ca 0,38 liter/sekk) mer foretrukket fra ca 0,18 til ca 0,7 % (fra ca 0,075 til ca 0,30 liter/ sekk) og mest foretrukket ca 0,18 % (ca 0,075 liter/sekk).
Den komprimerbare gassen virker slik at den skummer sementsammensetningen for derved å hindre innløp av formasjonsfluid under trykk i sementsammensetningen når denne herder og bidrar til den herdede sammensetningens elastisitet. Gassen er fortrinnsvis nitrogen eller luft, idet nitrogen er den mest foretrukne. Gassen er generelt tilstede i en mengde som er tilstrekkelig til å skumme sementoppslemmingen og gi en oppslemmingsdensitet i området fra ca 0,959 til ca 1,917 g/liter, mer foretrukket fra ca 1,438 til ca 1,797 g/liter og mest foretrukket ca 1,558 g/liter. Mengden av gass som er tilstede i en skummet sementsammensetning ifølge oppfinnelsen varierer generelt fra ca 8,5 til ca 50 vol-% av den resulterende skummede sementsammensetning.
For å lette skumming og for å stabilisere den skummede oppslemmingen innbefattes et skummemiddel i sementsammensetningen. Egnede skummemidler er overflateaktive midler som har den generelle formel:
hvor:
a er et helt tall i området fra ca 5 til ca 15;
b er et helt tall i området fra ca 1 til ca 10; og
X er et hvilket som helst kompatibelt kation.
Et særlig foretrukket skummemiddel er et overflateaktivt middel av ovennevnte type som har formelen:
hvor:
a er et helt tall i området fra ca 6 til ca 10.
Dette overflateaktive midlet er kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services i Duncan, Oklahma, under varebetegnelsen "CFA-S™".
Et annet særlig foretrukket skummemiddel av ovennevnte type er et overflateaktivt middels om har formelen:
hvor:
a er et helt tall i området fra ca 5 til ca 15; og
b er et helt tall i området fra ca 1 til ca 10.
Dette overflateaktive midlet er tilgjengelig fra Halliburton Energy Services under varebetegnelsen "HALLIBURTON FOAM ADDITIVE™".
Et annet skummemiddel som kan anvendes i foreliggende sementsammensetninger innbefatter polyetoksylerte alkoholer som har formelen:
hvor
a er et helt tall i området fra ca 10 til ca 18; og
b er et helt tall i området fra ca 6 til ca 15.
Dette overflateaktive midlet er tilgjenglig fra Halliburton Energy Services under varebetegnelsen "AQF-1™".
Nok et annet skummemiddel som kan anvendes er et natriumsalt av alfa-olefinsulfon-syre (AOS) som er en blanding av forbindelser av formlene:
hvor:
n og m er individuelt hele tall i området fra ca 6 til ca 16;
p og q er individuelt hele tall i området fra ca 7 til ca 17; og
X og Y er brøker hvor summen av X og Y er 1.
Dette skummemidlet er tilgjengelig fra Halliburton Energy Services under varebetegnelsen "AQF-2™".
Ytterligere et annet skummende overflateaktivt middel som kan benyttes er et alkohol-etersulfat av formelen
hvor:
a er et helt tall i området fra ca 6 til ca 10; og
b er et helt tall i området fra ca 3 til ca 10.
Det spesielle benyttede skummemiddel vil avhenge av forskjellige faktorer slik som typene av formasjoner hvori den skummede sementen skal anbringes. Generelt blir skummemidlet som benyttes innbefattet i en sementsammensetning ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca 1,5 til ca 10 vekt-% av vann i sammensetningen. Når skummemidlet er et av de ovenfor beskrevne foretrukne overflateaktive midler så blir det inkludert i sammensetningen i en mengde i området fra ca 4 til ca 9,5 vekt-% av vann deri.
En skumstabilisator blir også innbefattet i den skummede sementsammensetningen for å forøke stabiliteten til den skummede sementopplsemmingen. Et slikt skumstabiliserende middel er en forbindelse av formelen:
hvor:
R er hydrogen eller et metylradikal; og
n er et helt tall i området fra ca 20 til ca 200.
Et spesielt foretrukket skumstabiliserende middel av den ovenfor angitte typen er en metoksypolyetylenglykol av formelen:
hvor:
n er i området fra ca 100 til ca 150.
Dette skumstabiliserende midlet er kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services under varebetegnelsen "HALLIBURTON FOAM STABILIZER™".
Det foretrukne skumstabiliserende midlet er en forbindelse som har formelen:
hvor:
R er en Cio-Cis mettet alifatisk hydrokarbongruppe eller en oleylgruppe eller en linoleylgruppe.
Et spesielt foretrukket stabiliseringsmiddel av typen ovenfor er en amidopropylbetain av formelen:
hvor:
R er kokoylgruppe.
Dette skumstabiliserende midlet er kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services under varebetegnelsen "HC-2™".
Det skumstabiliserende midlet innbefattes i en sementsammensetning ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde i området fra ca 0,75 til ca 5 vekt-% av benyttet vann. Når det skumstabiliserende midlet er et ett av de ovenfor beskrevne spesielt foretrukne midlene så er det fortrinnsvis tilstede i sammensetningen i en mengde i området fra ca 2 til ca 5 vekt-% av vann.
Brønnsementsammensetningene som er nyttig i foreliggende sammenheng kan innbefatte andre additiver som er velkjent for fagfolk innen teknikken inkludert tilsetningsstoffer mot filtreringstap, herdingsretarderende additiver, dispergeringsmidler, formasjonskondisjoneringsadditiver, herdeakseleratorer og lignende.
Dispergeringsmidler kan anvendes for å lette bruken av mindre mengder vann og for å fremme høyere sementfasthet i herdet tilstand. Et spesielt egnet dispergeringsmiddel for bruk med foreliggende brønnsementsammensetninger omfatter kondensasjonspolymer-produktet av et alifatisk keton, et alifatisk aldehyd og en forbindelse som introduserer syregrupper i polymeren, f.eks natriumsulfitt. Et slikt dispergeringsmiddel er beskrevet i US patent 4.557.763 i navnet George et al, 10 desember 1985.
Eksempler på tilsetningsstoffer mot filtreringstap er cellulosederivater slik som karboksymetylhydroksyetylcellulose, hydroksyetylcellulose, modifiserte polysakkarider, polyakrylamider, guargummiderivater, 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre-kopolymerer, polyetylenimin og lignende.
Herdingsretarderende additiver innbefattes i sementsammensetningene når det er
nødvendig å forlenge den tid som sementsammensetningen kan pumpes slik at den ikke vil fortykkes eller herde før den anbringes ved et ønsket sted i brønnen som sementeres. Eksempler på herdingsretarderende midler som kan anvendes inkluderer lignosulfonater slik som kalsium- og natriumlignosulfonat, organiske syrer slik som vinsyre og glukon-syre, kopolymerer og andre. Den riktige mengden av retarderingsmiddel som skal til for spesielle betingelser kan bestemmes ved å utføre en "fortykningstidtest" for det spesielle retarderingsmidlet og sementsammensetningen. Slike tester er beskrevet i API Specification For Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10 som nevnt ovenfor.
Et spesielt foretrukket herdingsretarderende middel for bruk ifølge foreliggende oppfinnelse er en kopolymer eller kopolymersalt av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og akrylsyre. Kopolymeren omfatter fra ca 40 til ca 60 mol-% 2-akrylamido-2-metyl-propansulfonsyre hvor resten omfatter akrylsyre, og kopolymeren eller saltet har fortrinnsvis en gjennomsnittlig molekylvekt under ca 5.000. Dette kopolymer-herdingsretarderende midlet anvendes fortrinnsvis i sammensetningen når sirkulasjonstempera-turen i bunnen av hullet overskrider ca 93°C. Det har blitt funnet at retarderingsmidlet både retarderer herdingen av sementen ved forhøyede formasjonstemperaturer og stabiliserer den vandige styren/butadien-lateksen mot agglomerering eller inversjon ved den forhøyede temperatur. Det herdingsretarderende midlet blir generelt tilsatt til sementsammensetningen i en mengde i området fra ca 0,1 til ca 6 vekt-% av hydraulisk sament i sammensetningen.
Foreliggende sementsammensetninger kan fremstilles ifølge hvilken som helst av de velkjente blandeteknikkene så lenge lateksen og det lateksstabiliserende overflateaktive midlet ikke direkte sammenblandes uten forutgående fortynning med andre væsker som er tilstede. I en foretrukket fremgangsmåte blir en mengde vann innført i en sement-blander og avsloimmingsmiddel, lateks og lateksstabilisator tilsettes deretter i rekke-følge med hensiktsmessig omrøring for å dispergere bestanddelene. Hvilke som helst andre flytende additiver kan deretter sammenblandes med oppslemmingen fulgt av den hydrauliske sementen, damputfelt silisiumdioksyd og andre tørre faste stoffer. Bland-ingen omrøres i en tilstrekkelig tidsperiode for å sammenblande komponentene og danne en pumpbar ikke-skummet oppslemming. Når oppslemmingen er skummet blir den pumpet til brønnhullet og skummemidlet og skumstabilisatoren fulgt av gassen injiseres i oppslemmingen under denne pumpingen. Når oppslemmingen og gassen strømmer gjennom brønnhullet til stedet hvor den resulterende skummede sementsammensetningen skal anbringes, blir sementsammensetningen skummet og stabilisert.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for sementering av en sone i en brønn omfatter hovedsakelig trinnene med anbringelse av en sementsammensetning ifølge foreliggende oppfinnelse som herder til en i det vesentlige impermeabel masse med høy elastisitet og høy heftfasthet i den underjordiske sonen som skal sementeres, og opprettholdelse av sementsammensetningen i sonen i en tid som er tilstrekkelig til at sementsammensetningen herder deri.
For ytterligere å illustrere de forbedrede sementsammensetningene og fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse, gis følgende eksempler.
EKSEMPEL 1
Testprøver av ikke-skummede sementsanimensetninger ifølge oppfinnelsen omfattende API Portland klasse H hydraulisk sement, damputfelt silisiumdioksyd, et dispergeringsmiddel, en vandig styren/butadien-lateks, en lateksstabilisator, og et avskummingsmiddel, ble fremstilt. To av testprøvene inneholdt også et ekspansjonsadditiv. Beskrivelser av testprøvene er angitt i nedenstående tabell I.
Porsjoner av hver av testprøvene ble anbragt i et apparat for testing av skjærhefting og hydraulisk hefting og fikk herde i tidsperiode på en uke ved en temperatur på 60°C og atmosfæretrykk. Testprøvene ble deretter testet med hensyn til skjærheftfasthet og hydraulisk heftfasthet.
Skjærheftfastheten til den herdede sementen i ringrommet mellom et rør anbragt i et brønnhull og brønnhullets vegger er definert som fastheten til bindingen mellom den herdede sementen og et rør som understøttes mekanisk av sementen. Skjærheftfasthetene til testprøven ble bestemt ved å måle den kraft som skulle til for å initiere bevegelse av rørseksjoner sementert av testprøvene i et testapparat som simulerer et brønnhull, dvs rørsekjoner av større diameter. De bestemte kreftene ble dividert med kontaktoverflatearealene for sement-rør hvilket ga skjærheftfasthetene i kPa.
Den hydrauliske heftfastheten til den herdede sementen blokkerer migrering av fluider under trykk i et sementert ringrom. De hydrauliske heftfasthetene til den testede prøven ble bestemt ved å påføre trykk ved grenseflatene mellom rør og herdet sement inntil lekkasje oppsto. Den hydrauliske heftfastheten til en herdet sementtestprøve i kPa er lik det hydrauliske trykket som ble påført da lekkasje fant sted. Resultatene av disse testene er også angitt i nedenstående tabell I. Fra tabell I fremgår det at de ikke-skummede sementsammensetningene ifølge oppfinnelsen har utmerkede skjær- og hydraulisk-heftfastheter.
EKSEMPEL 2
Testprøver av foreliggende skummede sementsammensetninger omfattende hydraulisk sement, damputfelt silisiumdioksyd, en vandig gummilateks, en lateksstabilisator, et avskummingsmiddel, luft, og et skummemiddel og en skumstabilisator ble fremstilt. En av de skummede sementsammensetningene innbefattet også hemititt-vektmateriale, 100 mesh sand, et herdingsretarderende middel og et retarderingsintensifiserende middel. For hver testprøve ble det først fremstilt en uskummet sementoppslemming inneholdende avskummingsmidlet under anvendelse av en blandeanordning. En forut-bestemt mengde av den resulterende oppslemming ble deretter plassert i en blande-beholder med fastsatt volum som hadde en anordning med stablede blader. Skummemidlet og skumstabilisatoren ble deretter tilsatt til beholderen og innholdet ble blandet ved høy hastighet. Hurtigblandingen med den stablede blandanordning forårsaket at oppslemmingen ble skummet med luft. Beskrivelser av testprøvene er angitt i tabell IA nedenfor.
De skummede testprøvene fikk herde i en uke ved 60°C og atmosfæretrykk hvoretter porsjoner av testprøver ble utsatt for forskjellige tester for å bestemme deres egenskaper. Mer spesielt ble tester ubegrenset uniaksial og begrenset triaksial fasthet utført og Young's modul og Poisson's forhold bestemt samt bulkkomprimerbarheter, skjærmoduler og strekkfastheter, alt i overensstemmelse med de standardiserte testene og prosedyrene til American Society for Testing and Materials (ASTM) som angitt, f.eks i ASTM Section D 1456. Resultatene av testene og bestemmelsene er angitt i nedenstående tabell IB. Fra resultatene angitt i tabell IB fremgår det at de testede skummede sementsammensetningene har utmerkede heftfastheter og elastisiteter.

Claims (29)

1. Brørmsementsammensetning med forbedrede mekaniske egenskaper inkludert elastisitet og duktilitet, karakterisert ved at den omfatter: en hydraulisk sement; damputfelt silisiumdioksyd tilstede i en mengde i området fra ca 5 til ca 30 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen; en vandig gummilateks tilstede i en mengde i området fra ca 2,5 til ca 45 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen; og en effektiv mengde av en lateksstabilisator.
2. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at lateksstabilisatoren er valgt fra gruppen bestående av overflateaktive midler av formelen: hvor R er en alkylgruppe med fra ca 5 til ca 30 karbonatomer, Ph er fenyl og m er et helt tall i området fra ca 5 til ca 50, og overflateaktive midler av den generelle formel: hvor Ri er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med fra 1 til ca 30 karbonatomer, cykloalkylgrupper med 5 eller 6 karbonatomer, C1-C4 alkylsubstitiuerte cykloalkylgrupper, fenyl, alkylsubstituert fenyl av den generelle formel (R3)aPh- hvor Ph er fenyl, R3 er en alkylgruppe med fra 1 til ca 18 karbonatomer og a er et helt tall fra 1 til 3, og fenylalkylgrupper hvor alkylgruppene har fra 1 til ca 18 karbonatomer og fenylalkylgruppene har totalt fra ca 8 til ca 28 karbonatomer, R2 er en substituert etylengruppe av formelen -CH2CH2R4 hvor R4 er valgt fra hydrogen, metyl, etyl eller blandinger derav, og n er et tall fra 0 til ca 40 forutsatt at når Ri er fenyl eller alkylsubstituert fenyl så er n minst 1, og X er et hvilket som helst kompatibelt kation.
3. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at vann er tilstede i sammensetningen i en mengde i området fra ca 22 til ca 95 vekt-% av sement deri.
4. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at den hydrauliske sementen er Portland-sement.
5. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at den vandige gummi-lateksen er en vandig styren/butadienlateks.
6. Sammensetning ifølge krav 5, karakterisert ved at den vandige styren/butadien-lateksen inneholder vann i en mengde på ca 50 vekt-% av lateksen, og at vektforholdet for styren til butadien i lateksen er ca 25 %:75%.
7. Sammensetning ifølge krav 5, karakterisert ved at lateksstabilisatoren er tilstede i sementsammensetningen i en mengde i området fra ca 9 til ca 35 vekt-% av den vandige styren/butadien-lateksen deri.
8. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at lateksstabilisatoren er valgt fra gruppen bestående av overflateaktive midler av den generelle formel: hvor Rs er en alkylgruppe som har i området fra 1 til ca 9 karbonatomer, Ré er gruppen -CH2CH2-, o er et helt tall fra ca 10 til ca 20 og X er et kompatibelt kation.
9. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at lateksstabilisatoren er valgt fra gruppen bestående av overflateaktive midler av den generelle formel: hvor R.7 er en alkylgruppe som har i området fra ca 5 til ca 20 karbonatomer, Rg er gruppen -CH2CH2-, p er et helt tall i området fra ca 10 til ca 40 og X er et kompatibelt kation.
10. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at lateksstabilisatoren er valgt fra gruppen bestående av nonylfenol etoksylert med i området fra ca 15 til ca 40 mol etylenoksyd og natriumsaltet av en sulfonert og etoksylert forbindelse som har formelen H (CH2)i2-is (CKfeCHaCOis SO3 Na.
11. Sammensetning ifølge krav 1, karakterisert ved at den ytterligere omfatter et avslajmmingsmiddel innbefattende polydimetylsiloksan tilstede i sammensetningen i en mengde i området ca 0,1 til ca 0,9 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen.
12. Sammensetning ifølge krav 11, karakterisert ved at den ytterligere omfatter: en gass tilstede i en mengde tilstrekkelig til å skumme sementsammensetningen og gi en sementsammensetningsdensitet i området fra ca 0,959 til ca 1,917 g/liter; en effektiv mengde av et skummemiddel; og en effektiv mengde av en skumstabilisator.
13. Sammensetning ifølge krav 12, karakterisert ved at skummemidlet er natriumsaltet av alfa-olefinisk sulfonsyre og er tilstede i en mengde i området fra ca 4 til ca 9,5 vekt-% av vann i sammensetningen.
14. Sammensetning ifølge krav 12, karakterisert ved at skumstabilisatoren er en amidopropylbetain av formelen: hvor R en kokoylgruppe, tilstede i en mengde i området fra ca 2 til ca 5 vekt-% av vann i sammensetningen.
15. Brønnsementsammensetning ifølge krav 1-14, karakterisert ved at den omfatter: en hydraulisk sement; damputfelt silisiumdioksyd tilstede i en mengde i området fra ca 5 til ca 30 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen; en vandig gummilateks tilstede i en mengde i området fra ca 2,5 til ca 45 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen; en effektiv mengde av en lateksstabilisator; et avskummingsmiddel omfattende polydimetylsiloksan tilstede i en mengde i området fra ca 0,1 til ca 0,9 vekt-% av sement i sammensetningen; en gass tilstede i en mengde som er tilstrekkelig til å skumme sementsammensetningen og gi en sementsammensetningsdensitet i området fra ca 0,959 til ca 1,917 g/liter; en effektiv mengde av et skummemiddel; og en effektiv mengde av en skumstabilisator.
16. Fremgangsmåte for sementering av en underjordisk brønn hvorved den herdete sementen kan motstå slag, støt og bevegelser av sementert rør som senere utvikles ved boring og andre brønnoperasjoner uten sprekkdannelse, knusing eller på annen måte gjennomgå svikt, karakterisert ved trinnene: innføring av en sementsammensetning som i brønnen herder til en fast masse av høy fasthet som har elastisitet og duktilitet, hvor sementsammensetningen omfatter: en hydraulisk sement, damputfelt silisiumdioksyd tilstede i en mengde i området fra ca 5 til ca 30 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen, en vandig gummilateks tilstede i en mengde i området fra ca 2,5 til ca 45 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen, og en effektiv mengde av en lateksstabilisator; og sementsammensetningen får herde i brønnen.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at lateksstabilisatoren i sementsammensetningen velges fra gruppen bestående av overflateaktive midler som har formelen: hvor R er en alkylgruppe med fra ca 5 til ca 30 karbonatomer, Ph er fenyl og m er et helt tall i området fra ca 5 til ca 50, og overflateaktive midler av den generelle formel: hvor Ri er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med fra 1 til ca 30 karbonatomer, cykloalkylgrupper med 5 eller 6 karbonatomer, C1-C4 alkylsubstituerte cykloalkylgrupper, fenyl, alkylsubstituert fenyl av den generelle formel (R3)aPh- hvor Ph er fenyl, R3 er en alkylgruppe med fra 1 til ca 18 karbonatomer og a er et helt tall fra 1 til 3, og fenylalkylgrupper hvor alkylgruppene har fra 1 til ca 18 karbonatomer og fenylalkylgruppene har totalt fra ca 8 til ca 28 karbonatomer, R2 er en substituert etylengruppe av formelen -CH2CH2R4 hvor R4 er valgt fra hydrogen, metyl, etyl eller blandinger derav, og n er et tall fra 0 til ca 40 forutsatt at når Ri er fenyl eller alkylsubstituert fenyl så er n minst 1, og X er et hvilket som helst kompatibelt kation.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at vann er tilstede i sementsammensetningen i en mengde i området fra ca 22 til ca 95 vekt-% av sement deri.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at den hydrauliske sementen i sementsammensetningen er Portland-sement.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at den vandige gummilateksen i sammensetningen er en vandig styren/butadien-lateks.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved at den vandige styren/butadien-lateksen inneholder vann i en mengde på ca 50 vekt-% av lateksen, og at vektforholdet for styren til butadien i lateksen er ca 25 %:75 %.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved at lateksstabilisatoren er tilstede i sementsammensetningen i en mengde i området fra ca 9 til ca 35 vekt-% av den vandige styren/butadien-lateksen deri.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 22, karakterisert ved at lateksstabilisatoren i sammensetningen velges fra gruppen bestående av overflateaktive midler av den generelle formel: hvor Rs er en alkylgruppe som har i området fra 1 til ca 9 karbonatomer, R^ er gruppen -CH2CH2-, o er et helt tall fra ca 10 til ca 20 og X er et kompatibelt kation.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 22, karakterisert ved at lateksstabilisatoren i sammensetningen velges fra gruppen bestående av overflateaktive midler av den generelle formel: hvor R7 er en alkylgruppe som har i området fra ca 5 til ca 20 karbonatomer, Rg er gruppen -CH2CH2-, p er et helt tall i området fra ca 10 til ca 40 og X er et kompatibelt kation.
25. Fremgangsmåte ifølge krav 22, karakterisert ved at lateksstabilisatoren i sammensetningen velges fra gruppen bestående av nonylfenol etoksylert med i området fra ca 15 til ca 40 mol etylenoksyd og natriumsaltet av en sulfonert og etoksylert forbindelse som har formelen H ( CH2 )i2-is ( CH2CH2O )is SO3 Na.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 16, karakterisert ved at sammensetningen ytterligere omfatter et avslaimmingsmiddel omfattende polydimetylsiloksan tilstede i sammensetningen i en mengde i området fra ca 0,1 til ca 0,9 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 16-26, karakterisert ved trinnene: innføring av en sementsammensetning som i brønnen herder til en fast masse av høy fasthet som har elastisitet og duktilitet, hvor sementsammensetningen omfatter: en hydraulisk sement, damputfelt silisiumdioksyd tilstede i en mengde i området fra ca 5 til ca 30 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen, en vandig gummilateks tilstede i en mengde i området fra ca 2,5 til ca 45 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen, en effektiv mengde av en lateksstabilisator, et avskummingsmiddel omfattende polydimetylsiloksan tilstede i en mengde i området fra ca 0,1 til ca 0,9 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen, en gass tilstede i en mengde som er tilstrekkelig til å skumme sementsammensetningen og gi en sementsammensetningsdensitet i området fra ca 0,959 til ca 1,917 g/liter, en effektiv mengde av et skummemiddel, og en effektiv mengde av en skumstabilisator; og sementsammensetningen får herde i brønnen.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at skummemidlet i sammerisetningen omfatter natriumsaltet av alfa-olefimsk sulfonsyre og er tilstede i en mengde i området fra ca 4 til ca 9,5 vekt-% av vann i sammensetningen.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at skumstabilisatoren i sammensetningen omfatter en amidopropylbetain av formelen: hvor R er en kokoylgruppe og er tilstede i en mengde i området fra ca 2 til ca 5 vekt-% av vann i sammensetningen.
NO19973046A 1996-07-01 1997-06-30 Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner NO321188B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US67398796A 1996-07-01 1996-07-01
US08/839,839 US5795924A (en) 1996-07-01 1997-04-17 Resilient well cement compositions and methods

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO973046D0 NO973046D0 (no) 1997-06-30
NO973046L NO973046L (no) 1998-01-02
NO321188B1 true NO321188B1 (no) 2006-04-03

Family

ID=27101066

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19973046A NO321188B1 (no) 1996-07-01 1997-06-30 Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner

Country Status (5)

Country Link
US (2) US5795924A (no)
EP (1) EP0816301B1 (no)
CA (1) CA2209236C (no)
DE (1) DE69712134T2 (no)
NO (1) NO321188B1 (no)

Families Citing this family (143)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5913364A (en) * 1997-03-14 1999-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing subterranean zones
US6060434A (en) * 1997-03-14 2000-05-09 Halliburton Energy Services, Inc. Oil based compositions for sealing subterranean zones and methods
US6258757B1 (en) 1997-03-14 2001-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Water based compositions for sealing subterranean zones and methods
US6235809B1 (en) * 1997-09-30 2001-05-22 Bj Services Company Multi-functional additive for use in well cementing
US6152227A (en) * 1997-10-24 2000-11-28 Baroid Technology, Inc. Drilling and cementing through shallow waterflows
FR2770517B1 (fr) * 1997-11-03 1999-12-03 Bouygues Sa Laitier de cimentation d'un puits, notamment d'un puits petrolier
SE9800082D0 (sv) * 1998-01-16 1998-01-16 Akzo Nobel Surface Chem Sätt vid injektering av betong
GC0000046A (en) * 1998-02-26 2004-06-30 Shell Int Research Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment.
US6068055A (en) 1998-06-30 2000-05-30 Halliburton Energy Services, Inc. Well sealing compositions and methods
US6098711A (en) * 1998-08-18 2000-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for sealing pipe in well bores
US6170575B1 (en) * 1999-01-12 2001-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing methods using dry cementitious materials having improved flow properties
US6245142B1 (en) 1999-01-12 2001-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Flow properties of dry cementitious materials
US6379456B1 (en) 1999-01-12 2002-04-30 Halliburton Energy Services, Inc. Flow properties of dry cementitious and non-cementitious materials
US6660080B2 (en) 1999-01-12 2003-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Particulate flow enhancing additives
US6328106B1 (en) 1999-02-04 2001-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Sealing subterranean zones
US6271181B1 (en) 1999-02-04 2001-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Sealing subterranean zones
US6244344B1 (en) 1999-02-09 2001-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for cementing pipe strings in well bores
US6234251B1 (en) 1999-02-22 2001-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient well cement compositions and methods
US6569923B1 (en) 1999-03-19 2003-05-27 John T. Slagter Polymer-cement composites and methods of making same
DE19921175A1 (de) * 1999-05-07 2000-11-16 Heidelberger Bauchemie Gmbh Substituierte Polysaccharidsulfate, Verfahren zur Herstellung und ihre Anwendung als Hochleistungsfließmittel für Zementmischungen
US6454004B2 (en) 1999-07-15 2002-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing casing strings in deep water offshore wells
US6176314B1 (en) 1999-07-15 2001-01-23 Phillips Petroleum Company Low density well cement compositions and method of use
US6273191B1 (en) * 1999-07-15 2001-08-14 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing casing strings in deep water offshore wells
US6336505B1 (en) * 1999-07-15 2002-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing casing strings in deep water offshore wells
US6478868B1 (en) * 1999-08-26 2002-11-12 Halliburton Energy Services, Inc. Early-enhanced strength cement compositions and methods
US6210476B1 (en) * 1999-09-07 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed cement compositions and methods
US6308777B2 (en) 1999-10-13 2001-10-30 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing wells with crack and shatter resistant cement
US6244343B1 (en) 2000-03-09 2001-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing in deep water offshore wells
US6372037B1 (en) 2000-05-12 2002-04-16 Lignotech Usa, Inc. Set retarders for foamed cements
US6227294B1 (en) 2000-05-12 2001-05-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing subterranean zones
US6457524B1 (en) 2000-09-15 2002-10-01 Halliburton Energy Services, Inc. Well cementing compositions and methods
US6562122B2 (en) 2000-09-18 2003-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight well cement compositions and methods
US6419016B1 (en) 2000-09-29 2002-07-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean zones
US6220354B1 (en) 2000-10-24 2001-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. High strength foamed well cement compositions and methods
US6321841B1 (en) 2001-02-21 2001-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing pipe strings in disposal wells
US7066284B2 (en) * 2001-11-14 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell
US6668928B2 (en) 2001-12-04 2003-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement
US7040404B2 (en) * 2001-12-04 2006-05-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for sealing an expandable tubular in a wellbore
US20050009710A1 (en) * 2002-01-31 2005-01-13 Halliburton Energy Services Reactive sealing compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean formations and methods
US6762156B2 (en) 2002-01-31 2004-07-13 Halliburton Energy Services, Inc. Reactive cement compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean zones and methods
US6722433B2 (en) * 2002-06-21 2004-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing expandable pipe in well bores and sealing compositions
US6516884B1 (en) 2002-07-23 2003-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Stable well cementing methods and compositions
US6832651B2 (en) 2002-08-29 2004-12-21 Halliburton Energy Services, Inc. Cement composition exhibiting improved resilience/toughness and method for using same
US20040055748A1 (en) * 2002-09-19 2004-03-25 Reddy B. Raghava Elastomeric admixtures for improving cement elasticity
US6889780B2 (en) * 2002-12-31 2005-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Method for drilling depleted sands with minimal drilling fluid loss
US6962201B2 (en) * 2003-02-25 2005-11-08 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in subterranean formations
US7143827B2 (en) * 2003-03-21 2006-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Well completion spacer fluids containing fibers and methods
US7217441B2 (en) * 2003-03-28 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for coating pipe comprising using cement compositions comprising high tensile strength fibers and/or a multi-purpose cement additive
US7273100B2 (en) * 2003-04-15 2007-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable dispersants for cement compositions and methods of cementing in subterranean formations
US7147055B2 (en) * 2003-04-24 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations
US6957702B2 (en) * 2003-04-16 2005-10-25 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation
US6904971B2 (en) * 2003-04-24 2005-06-14 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations
US7441600B2 (en) * 2003-05-09 2008-10-28 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in subterranean formations
US7032669B2 (en) * 2003-07-31 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids
DE10341393B3 (de) * 2003-09-05 2004-09-23 Pierburg Gmbh Luftansaugkanalsystem für eine Verbrennungskraftmaschine
US7055603B2 (en) * 2003-09-24 2006-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising strength-enhancing lost circulation materials and methods of cementing in subterranean formations
US6899177B2 (en) * 2003-10-10 2005-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing subterranean zones with cement compositions having enhanced compressive strengths
US7073584B2 (en) * 2003-11-12 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads
US7413014B2 (en) * 2003-12-19 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed fly ash cement compositions and methods of cementing
US7143828B2 (en) * 2004-01-29 2006-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Emulsion admixtures for improving cement elasticity
US7607482B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles
US9512346B2 (en) 2004-02-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement
US7559369B2 (en) * 2007-05-10 2009-07-14 Halliubrton Energy Services, Inc. Well treatment composition and methods utilizing nano-particles
US7156172B2 (en) * 2004-03-02 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Method for accelerating oil well construction and production processes and heating device therefor
US7172022B2 (en) * 2004-03-17 2007-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations
US6902002B1 (en) * 2004-03-17 2005-06-07 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising improved lost circulation materials and methods of use in subterranean formations
US7607483B2 (en) * 2004-04-19 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising colloidally stabilized latex and methods of using the same
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
US20050241538A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads
US6978834B1 (en) * 2004-05-26 2005-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed and non-foamed cement compositions including silane treated amorphous silica and methods
US7537054B2 (en) 2004-07-02 2009-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high aspect ratio materials and methods of use in subterranean formations
US20060157244A1 (en) * 2004-07-02 2006-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising melt-processed inorganic fibers and methods of using such compositions
FR2875802B1 (fr) * 2004-09-29 2006-12-29 Inst Francais Du Petrole Materiau de cimentation d'un puits
US20070111901A1 (en) * 2005-11-11 2007-05-17 Reddy B R Method of servicing a wellbore with a sealant composition comprising solid latex
US20070111900A1 (en) * 2005-11-11 2007-05-17 Reddy B R Sealant compositions comprising solid latex
US7488705B2 (en) * 2004-12-08 2009-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex
US7404855B2 (en) * 2005-02-04 2008-07-29 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement compositions and methods of cementing
US7022755B1 (en) 2005-02-04 2006-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Resilient cement compositions and methods of cementing
US7373981B2 (en) * 2005-02-14 2008-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing with lightweight cement compositions
US7390356B2 (en) * 2005-03-11 2008-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for high temperature lightweight cementing
US7398827B2 (en) * 2005-03-11 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for high temperature lightweight cementing
US7174961B2 (en) * 2005-03-25 2007-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing using cement compositions comprising basalt fibers
GB2427630B (en) 2005-06-30 2007-11-07 Schlumberger Holdings Methods and materials for zonal isolation
US7341106B2 (en) * 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
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
US8505629B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
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
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
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
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
US8333240B2 (en) 2005-09-09 2012-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations
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
US7607484B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles 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
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
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
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
US8281859B2 (en) 2005-09-09 2012-10-09 Halliburton Energy Services Inc. Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size
US8950486B2 (en) 2005-09-09 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
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
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
US8505630B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating spacer fluids 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
US8522873B2 (en) 2005-09-09 2013-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US7913757B2 (en) * 2005-09-16 2011-03-29 Halliburton Energy Services. Inc. Methods of formulating a cement composition
WO2007063317A1 (en) * 2005-12-01 2007-06-07 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore sealant compositions containing cationic latexes and methods of using them
US7687440B2 (en) * 2005-12-01 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore sealant compositions containing cationic latexes
US7694738B2 (en) * 2005-12-01 2010-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using wellbore sealant compositions containing cationic latexes
US7650940B2 (en) * 2005-12-29 2010-01-26 Halliburton Energy Services Inc. Cement compositions comprising particulate carboxylated elastomers and associated methods
US7645817B2 (en) * 2005-12-29 2010-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising particulate carboxylated elastomers and associated methods
US7407916B2 (en) * 2006-02-15 2008-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed treatment fluids and associated methods
US7576042B2 (en) * 2006-02-28 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Salt water stable latex cement slurries
US7363977B2 (en) * 2006-09-28 2008-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Prevention of latex inversion in saltwater cement compositions for use in subterranean formations and associated methods
US7569108B2 (en) * 2006-09-28 2009-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Prevention of latex inversion in saltwater cement compositions for use in subterranean formations and associated compositions
US20080280786A1 (en) * 2007-05-07 2008-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Defoamer/antifoamer compositions and methods of using same
US7784542B2 (en) * 2007-05-10 2010-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods
US9512351B2 (en) 2007-05-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
US8685903B2 (en) 2007-05-10 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation compositions and associated methods
US9199879B2 (en) 2007-05-10 2015-12-01 Halliburton Energy Serives, Inc. Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
US9206344B2 (en) 2007-05-10 2015-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant 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
US7806183B2 (en) * 2007-05-10 2010-10-05 Halliburton Energy Services Inc. Well treatment 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
US20090038801A1 (en) * 2007-08-08 2009-02-12 Ravi Krishna M Sealant Compositions and Methods of Use
US8276666B2 (en) * 2007-08-08 2012-10-02 Halliburton Energy Services Inc. Sealant compositions and methods of use
US7530396B1 (en) 2008-01-24 2009-05-12 Halliburton Energy Services, Inc. Self repairing cement compositions and methods of using same
US20100212892A1 (en) * 2009-02-26 2010-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of formulating a cement composition
US8157009B2 (en) * 2009-09-03 2012-04-17 Halliburton Energy Services Inc. Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex
US9409820B2 (en) 2010-04-21 2016-08-09 Basf Se Use of CSH suspensions in well cementing
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
US8418763B1 (en) 2012-04-27 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and associated fluid loss applications
US10844270B2 (en) 2013-09-17 2020-11-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations
US10767098B2 (en) 2013-09-17 2020-09-08 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using sized particulates as spacer fluid
US10822917B2 (en) 2013-09-17 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of cementing a well using delayed hydratable polymeric viscosifying agents
DE102015000497A1 (de) 2015-01-15 2016-07-21 Michael Gerhard Verfahren zur Erfassung von fahrtenbezogenen Informationen von Fahrgästen von öffentlichen Verkehrsmitteln mit einer fahrzeuggebunden Steuerungseinheit und einer mobilen Anzeige- und Eingabeeinheit
WO2017004154A1 (en) * 2015-06-29 2017-01-05 Allied Foam Tech Corp. Fiber containing aqueous foam composite, the process and use
WO2017176952A1 (en) 2016-04-08 2017-10-12 Schlumberger Technology Corporation Polymer gel for water control applications
US10370294B2 (en) * 2017-12-13 2019-08-06 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Single blended cement system for use at wide ranges of density and temperatures
US11028309B2 (en) 2019-02-08 2021-06-08 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid
US11885195B2 (en) * 2021-09-28 2024-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable metal material with silica
US20230124103A1 (en) * 2021-10-19 2023-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Carbon Dioxide Enhanced Cement

Family Cites Families (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
USRE28722E (en) * 1957-09-20 1976-02-24 The Dow Chemical Company Butadiene-styrene copolymer-cement composition and method of preparation
IT649852A (no) * 1960-08-30
US3354169A (en) * 1964-12-31 1967-11-21 Dow Chemical Co Latex modified cement mortar coating compositions and method of coating
US4039345A (en) * 1974-06-03 1977-08-02 The Dow Chemical Company Shrinkage-compensating portland cement concrete and mortar compositions
US4057528A (en) * 1976-04-19 1977-11-08 The Dow Chemical Company Process for repairing concrete structures using pneumatically sprayable cement mortar compositions containing portland cement, mineral aggregate, a styrene-butadiene copolymer latex and water
US4202809A (en) * 1977-07-15 1980-05-13 The Dow Chemical Company Styrene-butadiene-acrylonitrile interpolymer latex based cement additives
NO148995C (no) * 1979-08-16 1986-06-12 Elkem As Fremgangsmaate for fremstilling av sementslurry med lav egenvekt for bruk ved sementering av olje- og gassbroenner.
US4398957A (en) * 1981-02-13 1983-08-16 Polysar International S.A. Mortar latex mix
DE3205997C2 (de) * 1982-02-19 1984-02-02 Bayer Ag, 5090 Leverkusen Verfahren zum Abdecken von geologischen Formationen sowie Wetter- und Branddämmen
NO162810C (no) * 1982-04-06 1992-08-13 Schlumberger Cie Dowell Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner.
US4810180A (en) * 1984-02-16 1989-03-07 Isner Robert E Apparatus for the electrostatic treatment of monofilaments
FR2573064B1 (fr) * 1984-11-15 1991-10-25 Schlumberger Cie Dowell Composition amelioree de laitier de ciment allege pour cimentation de puits petroliers et de gaz
FR2576591B1 (fr) * 1985-01-29 1992-04-17 Schlumberger Cie Dowell Compositions de ciments pour cimentation de puits permettant de lutter contre le cheminement de gaz sous pression dans l'annulaire cimente par prise " a angle droit "
JPS6317273A (ja) * 1986-07-03 1988-01-25 株式会社　ベルセンタ− 断熱材組成物
US5185389A (en) * 1986-08-26 1993-02-09 Gemeng, Ltd. Latex modified mortar and concrete
US5004506A (en) * 1987-05-07 1991-04-02 Merck & Co., Inc. Welan gum in cement compositions
EP0314242A1 (en) * 1987-10-28 1989-05-03 Pumptech N.V. Additives for oilfield cements and corresponding cement slurries
US4927462A (en) * 1988-12-23 1990-05-22 Associated Universities, Inc. Oxidation of carbon fiber surfaces for use as reinforcement in high-temperature cementitious material systems
FR2643068B1 (fr) * 1989-02-14 1993-06-04 Total Petroles Coulis de ciment allege utilisable pour la cimentation des puits de production d'hydrocarbures
US5192366A (en) * 1989-12-05 1993-03-09 Denki Kagaku Koygo Kabushiki Kaisha Cement admixture and cement composition
CA2038303A1 (en) * 1990-03-29 1991-09-30 Keng S. Chan Lightweight cement for high pressure applications
US5133409A (en) * 1990-12-12 1992-07-28 Halliburton Company Foamed well cementing compositions and methods
JP2858045B2 (ja) * 1991-05-31 1999-02-17 バクスター インターナショナル インコーポレーテッド 脱泡用途に関する抗凝血性コーチング
US5159980A (en) * 1991-06-27 1992-11-03 Halliburton Company Well completion and remedial methods utilizing rubber latex compositions
US5188176A (en) * 1991-11-08 1993-02-23 Atlantic Richfield Company Cement slurries for diviated wells
US5258072A (en) * 1992-06-01 1993-11-02 Basf Corporation Additive composition for oil well cementing formulations
US5300542A (en) * 1992-09-04 1994-04-05 Basf Corp. Additive composition for oil well cementing formulations having nonionic and anionic surfactant stablizers to improve the fluid loss properties thereof
US5401786A (en) * 1992-09-04 1995-03-28 Basf Corporation Additive composition for oil well cementing formulations
US5262452A (en) * 1992-09-04 1993-11-16 Basf Corp. Oil well cementing formulations
US5258428A (en) * 1992-09-04 1993-11-02 Sridhar Gopalkrishnan Additive composition for oil well cementing formulations
US5389706A (en) * 1992-10-09 1995-02-14 Halliburton Company Well cement compositions having improved properties and methods
US5476343A (en) * 1992-11-30 1995-12-19 Sumner; Glen R. Offshore pipeline insulated with a cementitious coating
US5484019A (en) * 1994-11-21 1996-01-16 Halliburton Company Method for cementing in a formation subject to water influx
US5588488A (en) * 1995-08-22 1996-12-31 Halliburton Company Cementing multi-lateral wells

Also Published As

Publication number Publication date
NO973046D0 (no) 1997-06-30
NO973046L (no) 1998-01-02
US5795924A (en) 1998-08-18
EP0816301B1 (en) 2002-04-24
DE69712134T2 (de) 2002-08-14
CA2209236A1 (en) 1998-01-01
DE69712134D1 (de) 2002-05-29
EP0816301A2 (en) 1998-01-07
EP0816301A3 (en) 1998-01-14
CA2209236C (en) 2004-01-20
US5820670A (en) 1998-10-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO321188B1 (no) Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner
EP0816302B1 (en) Well cement compositions
RU2601953C9 (ru) Композиция, схватываемая с увеличенным временем сохранения прокачиваемости
US10106719B2 (en) Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable foaming surfactant for cement
US5389706A (en) Well cement compositions having improved properties and methods
EP1031544B1 (en) Well Cementing compositions
US5588488A (en) Cementing multi-lateral wells
US5696059A (en) Methods of preventing well cement stress failure
US7325611B2 (en) Cement compositions for reducing gas or water migration and methods of using the same
US7357834B2 (en) Cement composition for use with a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent
US20230143012A1 (en) Fluid loss additive for low-portland or non-portland cements
EP0816300B1 (en) Well cement compositions
GB2247234A (en) Fluid loss reduced cement compositions
OA17443A (en) Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable foaming surfactant for cement.