NO321652B1 - Lagringsdyktig, hydraulisk aktiv, sementholdig oppslemming og fremgangsmate for sementering i en underjordisk formasjon - Google Patents
Lagringsdyktig, hydraulisk aktiv, sementholdig oppslemming og fremgangsmate for sementering i en underjordisk formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO321652B1 NO321652B1 NO19963103A NO963103A NO321652B1 NO 321652 B1 NO321652 B1 NO 321652B1 NO 19963103 A NO19963103 A NO 19963103A NO 963103 A NO963103 A NO 963103A NO 321652 B1 NO321652 B1 NO 321652B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- slurry
- cement
- storable
- suspending agent
- sodium
- Prior art date
Links
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims abstract description 222
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 40
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 claims description 29
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 28
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 25
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 24
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 15
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 14
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 12
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 12
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 12
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical group O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 9
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 9
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical group [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 7
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 7
- OCUCCJIRFHNWBP-IYEMJOQQSA-L Copper gluconate Chemical class [Cu+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O OCUCCJIRFHNWBP-IYEMJOQQSA-L 0.000 claims description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 6
- 125000005612 glucoheptonate group Chemical group 0.000 claims description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 6
- QGJDXUIYIUGQGO-UHFFFAOYSA-N 1-[2-[(2-methylpropan-2-yl)oxycarbonylamino]propanoyl]pyrrolidine-2-carboxylic acid Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)NC(C)C(=O)N1CCCC1C(O)=O QGJDXUIYIUGQGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 5
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N [Na].[Ca] Chemical compound [Na].[Ca] VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004227 calcium gluconate Substances 0.000 claims description 5
- 229960004494 calcium gluconate Drugs 0.000 claims description 5
- 235000013927 calcium gluconate Nutrition 0.000 claims description 5
- NEEHYRZPVYRGPP-UHFFFAOYSA-L calcium;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanoate Chemical compound [Ca+2].OCC(O)C(O)C(O)C(O)C([O-])=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C([O-])=O NEEHYRZPVYRGPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 5
- WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N furan-2,5-dione;styrene Chemical class O=C1OC(=O)C=C1.C=CC1=CC=CC=C1 WOLATMHLPFJRGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 5
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 5
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 5
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 5
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002310 Welan gum Polymers 0.000 claims description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1-sulfonic acid Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 claims description 4
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 claims description 4
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 4
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 4
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 claims description 3
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 claims description 3
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 3
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 claims description 3
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 claims description 3
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 230000004075 alteration Effects 0.000 claims description 2
- 150000004645 aluminates Chemical class 0.000 claims description 2
- FATUQANACHZLRT-KMRXSBRUSA-L calcium glucoheptonate Chemical compound [Ca+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)C([O-])=O FATUQANACHZLRT-KMRXSBRUSA-L 0.000 claims description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical compound C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229960002562 calcium glucoheptonate Drugs 0.000 claims 1
- FATUQANACHZLRT-XBQZYUPDSA-L calcium;(2r,3r,4s,5r,6r)-2,3,4,5,6,7-hexahydroxyheptanoate Chemical compound [Ca+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O FATUQANACHZLRT-XBQZYUPDSA-L 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 23
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 7
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 6
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 4
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 4
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- -1 welan gums (Biozan Chemical class 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229960005069 calcium Drugs 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 231100000673 dose–response relationship Toxicity 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 1
- 235000008098 Oxalis acetosella Nutrition 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 description 1
- 244000126309 Trifolium dubium Species 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940091250 magnesium supplement Drugs 0.000 description 1
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O--].[O--].[O--].[O--].[Mn++].[Mn++].[Mn++] KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N melamine Chemical compound NC1=NC(N)=NC(N)=N1 JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011268 mixed slurry Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- KVOIJEARBNBHHP-UHFFFAOYSA-N potassium;oxido(oxo)alumane Chemical compound [K+].[O-][Al]=O KVOIJEARBNBHHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000009877 rendering Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 229940083542 sodium Drugs 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000019351 sodium silicates Nutrition 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 description 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 150000003892 tartrate salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910000314 transition metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/08—Slag cements
-
- 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
- C04B40/00—Processes, in general, for influencing or modifying the properties of mortars, concrete or artificial stone compositions, e.g. their setting or hardening ability
- C04B40/06—Inhibiting the setting, e.g. mortars of the deferred action type containing water in breakable containers ; Inhibiting the action of active ingredients
- C04B40/0658—Retarder inhibited mortars activated by the addition of accelerators or retarder-neutralising agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/0068—Ingredients with a function or property not provided for elsewhere in C04B2103/00
- C04B2103/0082—Segregation-preventing agents; Sedimentation-preventing agents
-
- 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
- C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
- C04B2111/00034—Physico-chemical characteristics of the mixtures
- C04B2111/00146—Sprayable or pumpable mixtures
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S106/00—Compositions: coating or plastic
- Y10S106/04—Bentonite
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
LAGRINGSDYKTIG, HYDRAULISK AKTIV, SEMENTHOLDIG OPPSLEMMING OG FREMGANGSMÅTE FOR SEMENTERING I EN UNDERJORDISK FORMASJON
Foreliggende oppfinnelse angår lagringsdyktig, sementholdig oppsiemming som benyttes for sementering av en underjordisk formasjon, og den angår også en fremgangsmåte for sementering av en underjordisk formasjon, særlig en olje- eller gass-brønn, ved bruk av denne lagringsdyktige oppslemming.
Hydrauliske sementer er sementer som avbindes og utvikler kompresjonsstyrke på grunn av en hydratiseringsreaksjon, ikke på grunn av tørking. Således kan hydrauliske sementer herde eller avbindes under vann. Disse avbindingsegenskapene tjener et antall formål. Hydrauliske sementer blir ofte benyttet for sementering av rør eller foringer i en brønnboring i en underjordisk formasjon og for konstruksjon av olje-, gass- og vannbrønner, så vel som for andre formål som press-sementering. De olje- og gassindustrien krever vellykket sementering av brønnrør og brønnforing under olje- og gassbrønn-fullføring sementoppslemminger med flere vesentlige egenskaper. Sementoppslemmingen må ha en pumpbar viskositet, væsketapskontroll, minimalisert avsetning av partikler og ev-nen til avbinding i løpet av et. praktisk tidsrom.
I en typisk fullføringsoperasjon blir sementoppslemmingen pumpet ned inne i røret eller foringen og tilbake på utsiden av røret eller foringen gjennom ringrommet. Dette tetter de underjordiske soner i formasjonen og støtter foringen. Mengden vann som benyttes ved tildanning av sementoppslemmingen avhenger av typen hydraulisk sement som velges og de foreliggende arbeidsbetingelser. Mengden vann som benyttes kan variere innen vide områder avhengig av faktorer som den krevde konsistens for oppslemmingen og avhengig av styrkekravene for det angjeldende arbeidet.
Konvensjonelt blandeutstyr er relativt komplekst og kostbart. Utstyret må fukte tørt sementpulver, homogenisere blandingen, måle dens densitet og, hvis nødvendig, resirkulere den, slik at ytterligere faststoffer eller blandevann kan tilsettes for å oppnå den ønskede densitet. Disse forskjellige krav dikte-rer utstyrets konfigurasjon og kompleksitet.
Bulkutstyret settes vanligvis under trykk slik at faststoffet kan overføres pneumatisk ved de relativt høye hastigheter som kreves. Først på borestedet må de pneumatisk transporterte sementeringsfaststoffer proporsjoneres korrekt og blandes med vann så vel som med andre additiver for tildanning av en fuktbar oppslemming. Oppslemmingen må så prøves for egnet densitet og densiteten justeres til innenfor det riktige området. Hvis sementeringsfaststoffene ikke doseres riktig, reduseres sementens kvalitet.
Fordi konvensjonelle sementeringsoppslemminger avbinder hurtig, kan de ikke lages før bruk. Således kan konvensjonelle sementeringsoppslemminger for sementering av brønnboringer ikke tildannes på forhånd, f.eks. under boreoperasjonen. En forsinkelse i boreoperasjonen forsinker sementeringsjobben. Hvis personale og utstyret for sementeringen forgjeves må vente utenfor borestedet, kan en forsinkelse øke omkostninge-ne ved sementeringsjobben. En oppslemming som er fremstilt på forhånd og lagret før bruk vil tillate at personalet og utstyr kan utnyttes for fremstilling av en lagringsdyktig oppslemming, uavhengig av hvorvidt boringen er ferdig.
En gjenstand for oppfinnelsen er å tilveiebringe en flytende, lagringsdyktig, sementholdig oppslemming som forblir flytende over et utstrakt tidsrom, men som kan aktiveres på tidspunktet for bruk for å møte de spesielle krav ved det tilsik-tede arbeid.
Ytterligere en gjenstand for oppfinnelsen er å tilveiebringe, en lagringsdyktig sementoppslemming som kan fremstilles på et annet sted enn bruksstedet. Denne lagringsdyktige oppslemming kan så transporteres til bruksstedet før sementering.
Nok en gjenstand for oppfinnelsen er å tilveiebringe en lagringsdyktig sementoppslemming som kan lagres i ikke-trykksatte tanker og lett kan overføres. I tillegg trenger blandingsutstyret som benyttes på bruksstedet å kunne homogenisere oppslemmingen med ytterligere vann og additiver som trenges på vei til nedhullspumpene.
Nok en gjenstand for oppfinnelsen er å tilveiebringe en økonomisk metode for sementering av en brønnboring som forbedrer kvalitetskontrollen ved sementeringsarbeidet.
Nok en gjenstand for oppfinnelsen er å tilveiebringe en flytende, lagringsdyktig, sementholdig oppslemming som kan benyttes ved tilsetning av flytende aktivatorer til den flytende oppslemmingen og proporsjonering av ytterligere blandevann og additiver for ytterligere å kontrollere oppsiemmingens egenskaper.
Nok en gjenstand for oppfinnelsen er å tilveiebringe en slik flytende, lagringsdyktig, sementholdig oppslemming som kan benyttes ved brønnsementering ved enkel dosering og kontroll av væsker heller enn ved å blande tørre masseprodukter med væsker.
Nok en gjenstand for oppfinnelsen er kontinuerlig å formulere en flytende, lagringsdyktig, sementholdig oppslemming på et sted, overføring av oppslemmingen til bruksstedet der den aktiveres og densiteten justeres, og så pumpes til den underjordiske formasjon for sementering.
Nok en gjenstand for oppfinnelsen er å øke brønneffektivi-teten ved å redusere tidspunktet som er nødvendig for sementering. Dagens praktikere står overfor begrensninger på grunn av iboende problemer med massetilførsel, partikkel-fukting og dispersjon, osv. Bruken av en på forhånd blandet, lagringsdyktig oppslemming fjerner disse begrensninger og tillater at operasjonen kan gjennomføres under konsistente høye hastigheter.
Den lagringsdyktige, hydraulisk-aktive, sementholdige oppslemmingen ifølge oppfinnelsen er egnet for sementering i underjordiske formasjoner for olje- eller gassbrønner. De lagringsdyktige oppslemminger omfatter et hydraulisk-aktivt, sementholdig materiale av en type som er egnet for sementering i underjordiske formasjoner for olje- eller gass-brønner; en effektiv mengde av en avbindingsforsinker for å tillate lagring av oppslemmingen med minimal endring av oppslemmingens avbindingsegenskaper etter aktivering og for å tillate reversering av retarderingen etter tilsetning av en effektiv mengde av en aktivator til oppslemmingen før sementeringen; et suspensjonsmiddel for å holde oppslemmingen med minimal separering av det sementholdige materialet, en effektiv mengde vann for å gi en pumpbar oppslemming og eventuelt et dispergeringsmiddel for å bibeholde blandingens fluiditet.
En fremgangsmåte for sementering i en underjordiske formasjon for en olje- eller gassbrønn ifølge oppfinnelsen omfatter
å formulere en lagringsdyktig, hydraulisk-aktiv sementoppslemming ved å blande sammen et hydraulisk-aktivt sementmateriale av en type egnet for sementering i underjordiske formasjoner for olje- eller gassbrønner, en avbindingsforsinker, et suspensjonsmiddel og vann, der den lagringsdyktige oppslemmings avbindingskarakteristika ved aktivering kun minimalt endres etter lagring;
lagring av den lagringsdyktige oppslemming inntil sementering;
aktivering av den lagringsdyktige oppslemming ved blanding av den lagringsdyktige oppslemming og en aktivator;
pumping av den aktiverte oppslemming inn i den underjordiske formasjonen; og
å tillate den aktiverte oppslemming å binde av.
I ytterligere en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen blir densiteten for oppslemmingen målt og justert til den ønskede densitet for en spesiell sementeringsanvendelse med dosering og kontroll av væsker i stedet for ved blanding av tørrmasse-produkter og væsker.
I ytterligere en metode ifølge oppfinnelsen blir fremgangs-måtetrinn gjennomført på to forskjellige steder. Ved denne metode blir den stabile, hydraulisk-aktive, sementholdige oppslemming formulert på et sted, overført til en andre lokasjon, aktivert ved den andre lokasjon og så pumpet ned i den underjordiske formasjon for sementering.
Ytterligere effekter, trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av følgende beskrivelse.
En lagringsdyktig, hydraulisk-aktiv, sementholdig oppslemming ifølge oppfinnelsen fremstilles fra et hydraulisk-aktivt sementholdig materiale. Hydraulisk-aktive sementholdige materialer er materialer med hydrauliske egenskaper som hydraulisk sement, slagg og blandinger av hydrauliske sement og slagg (slaggment) som velkjent i denne teknikk. Uttrykket "hydraulisk sement" viser enhver uorganisk sement som herder eller avbindes på grunn av hydratisering. I foreliggende beskrivelse henviser uttrykket "hydraulisk-aktiv" til egenskaper hos et sementholdig materiale som tillater at materialet avbindes på samme måte som hydraulisk sement, med eller uten ytterligere aktivering. Hydraulisk-aktive, sementholdige materialer kan også inneholde mindre mengder drøyemidler som bentonitt, gilsonitt og sementholdige materialer som benyttes enten uten vesentlige mengder sand eller aggregatmateriale eller blandet med et granulært fyllstoff som sand, oppmalt kalkstein og lignende. Styrkeforbedrere som kvartspulver eller kvartsmel kan også benyttes. Hydrauliske sementer omfatter f.eks. portlandsementer, aluminøse sementer, pozzolansementer, flyve-askesementer og lignende. F.eks. er alle oljebrønntypesemen-tene i klassen "A-H" og "J" som angitt i API Spee 10 (1. ut-gave, 1982) egnede hydrauliske sementer.
Typen slagg som benyttes for oppfinnelsens formål har hydrauliske egenskaper. Slagget er fortrinnsvis oppmalt, granulert ovnsslagg med et minimalt glassinnhold på ca. 95% og en fin partikkelstørrelse på ca. 1 til 100 um, fortrinnsvis mindre enn ca. 45 um og aller helst mindre enn 10 um og en finhet på ca. 310 til 540 m<2>/kg. Det skal her vises til US 5 125 455 og 5 106 423. En slaggoppslemming utvikler liten styrke uten å øke alkaliniteten i oppslemmingen for å initiere hydratisering. Slagg alene kan også gi et sprøtt, avbundet produkt og væsketap fra slaggoppslemmingen kan være vanskelig å kontrollere .
Slaggmenter er fortrinnsvis blandinger av slagg og portlandsement. Eksempler på egnede slaggmenter er blandinger innen området 90% sement med 10% slagg og til 10% sement med 90% slagg, idet en blanding av 60% slagg med 40% sement der alle prosentandeler er beregnet på tørrvekten for hver komponent, er spesielt foretrukket.
Slaggment og hydraulisk sement er foretrukne sementholdige materialer. Imidlertid reagerer begge disse typer materialer hurtig med vann og avbindes ved romtemperatur hvis de ikke modifiseres og de er derfor atskillig vanskeligere å kontrollere. Mellomromsvannet for både sement- og slaggmentoppslemminger er også meget aggressivt, idet det har en høy pH-verdi. Allikevel kan lagringsdyktige oppslemminger fremstilles fra hydraulisk sement og særlig portlandsement, eller slaggment, med de beste totale karakteristika for brønnsementeringsan-vendelser.
En herdingsforsinker er nødvendig for å forhindre avbinding av oppslemmingen under lagring. Egenskapene for disse avbindingsforsinkere er diverse og viktige. En effektiv mengde av en herdingsforsinker tillater lagring av oppslemmingene med minimale endringer av egenskapene både for den lagrede og den aktiverte oppslemming. Det er likeledes også viktig at denne effekt er reversibel etter tilsetning av en effektiv mengde eller en lav konsentrasjon aktivator til oppslemmingen, selv ved lave brønnsirkuleringstemperaturer. I tillegg bør avbindingsforsinkeren fortrinnsvis gi en viss dispergering av oppslemmingen uten overdispergering, og ha liten innvirkning på kompresjonsstyrken etter aktivering og avbinding.
Egnede avbindingsforsinkere er glukoheptonater som natrium-, kalsium- og magnesiumglukoheptonat; ligninsulfonater som natrium- og kalsiumnatriumlignosulfonat; glukonater som natri
um-, kalsium- og kalsiumnatriumglukonat; fosfonater som nat-riumsaltet av EDTA-fosfonsyre; sukkere som sukrose; hydroksykarboksylsyrer som sitronsyre og lignende, samt blandinger av disse. Kalsiumglukonat for hydraulisk sement- og slaggmen-toppsiemminger og natriumglukoheptonat for slaggoppslemminger er særlig foretrukket.
Mengden avbindingsforsinker kan variere, avhengig av typen sementholdige materiale, typen av avbindingsforsinker som velges og den ønskede lagringstid. Fordi denne beskrivelse henviser både til slagg og hydrauliske sementer, henviser uttrykket "BWOC" til vekten av det sementholdige materialet. For slaggmenter og hydrauliske sementer ligger typiske mengder av glukonater og glukoheptonater fra 0,1 til 5% BWOC, fortrinnsvis fra 0,2% til 1% BWOC, mens 0,5% BWOC kalsiumglukonat er særlig foretrukket. For slagg ligger typiske mengder av glukonater og glukoheptonater fra 0 til 3% BWOC, mens 0,1 til 0,4% BWOC natriumglukoheptonat er særlig foretrukket.
På grunn av at det sementholdige materialet kan skille seg under lagring på grunn av redusert interpartikkelinteraksjon sammenlignet med normale sementoppslemminger og opprettholder tilsetning av et suspensjonsmiddel og oppslemmingen med minimal separering av det sementholdige materialet. Visse typer suspensjonsmidler av den typen som benyttes i boreslam-industrien kan benyttes for oppfinnelsens formål. Disse sus-pens jonsmidler omfatter polymerer, leirer, emulsjoner, over-gangsmetalloksider og -hydroksider og lignende. Fordi mer enn et suspensjonsmiddel kan benyttes i den lagringsdyktige oppslemming, henviser uttrykket "suspensjonsmiddel" i foreliggende beskrivelse til et eller flere slike suspensjonsmidler. Mens en viss partikkelseparering fremdeles kan inntre med tiden, vil rutineomrøring redispergere de separerte partikler og rehomogenisere oppslemmingen under lagring.
Imidlertid kan langtidssuspendering av lagringsdyktige, sementholdige oppslemminger være noe problematiske. Både hydraulisk sement- og slaggmentoppslemminger gir flere vanske-ligheter på grunn av den aggressive art av mellomromsvannet. F.eks. hydrolyserer den aggressive art av mellomromsvannet visse polymerer, initierer geldannelse eller tverrbinding av andre polymerer og forringer langtidsbæreegenskapene for leirer ved ionebytting. Egnede suspensjonsmidler for hydrauliske sementer og slaggmenter bør derfor ikke geldanne, fornette eller hydrolysere polymerer og heller ikke forringe langtids-bæreevnen for leirer. Spesifikke eksempler på suspensjonsmidler som kan benyttes for oppfinnelsens formål er polysakkari-der som welangummier (Biozan, Kelco, San Diego, California), xantangummier, cellulose og derivater derav som karboksymetylcellulose, polyanionisk cellulose (Drispac, Drilling Spe-cialities, Bartlesville, Oklahoma), karboksymetylhydroksyetylcellulose, guar og derivater derav, stivelse, succinoglykan (Shellflo-S, Shell International Chemical Co., Ltd., London, England); polyetylenoksid (Polyox Peo, Union Carbide, Danbury, Connecticut); leirer som bentonitt og attapulgitt; blandede metallhydroksider (Polyvis, SKW, Trostberg, BRD); så vel som deres kombinasjoner, og olje-i-vann-emulsjoner som oppnås med parafinoljer og stabiliseres med etoksylerte, overflateaktive midler. Shellflo-S, polyetylenoksid og bentonitt er særlig foretrukket for portlandsementer og slaggmenter. Slaggoppslemminger blir fortrinnsvis suspendert ved bruk av xantangummier med eller uten bentonittleire.
Mengden suspensjonsmiddel som benyttes i den lagringsdyktige oppslemming avhenger av type hydraulisk-aktivt, sementholdig materiale og det valgte suspensjonsmiddel. For slagg ligger mengden av xantangummi fortrinnsvis innen området 0 til 6 kg/m<3> (0 til 2 ppb), mens området for bentonitt ligger på 0 til 23 kg/m<3> (0 til 8 ppb), idet 1,9 kg/m<3> (0,66 ppb) xantangummi og 0 til 6 kg/m<3> (0 til 3 ppb) bentonitt er særlig foretrukket. For hydraulisk sement og slaggment ligger mengden Shellflo-S fortrinnsvis fra 0 til 1 % (0 til 0,4 gpb), beregnet på mengden av blandevann, mens 0,2 til 0,5 % (0,1 gpb til 0,2 gpb) er foretrukket, og bentonittområdet ligger fra 0 til 29 kg/m<3> (0 til 10 ppb), mens 0 til 9 kg/m<3> (0 til 3 ppb) er foretrukket. Hvis polyetylenoksid benyttes alene, er den foretrukne mengde fra 0 til 15 kg/m<3> (0 til 5 ppb), mens 1,5 til 6 kg/m<3> (0,5 til 2 ppb) er særlig foretrukket. Polyetylenoksid kan kombineres med et hvilket som helst av de andre suspensjonsmidler.
Et eventuelt dispergeringsmiddel kan benyttes i den lagringsdyktige oppslemmingen for å kontrollere fluiditeten i oppslemmingen. Mengden dispergeringsmiddel avhenger av typen hydraulisk-aktivt, sementholdig materiale som benyttes, og de valgte suspenderingsmidler og den ønskede densitet for den lagringsdyktige oppslemming. Spesifikke eksempler på dispergeringsmidler er melaminsulfonsyrepolymerkondensasjons-produkter (SP5, Cormix, Warrington, England), natriumpolyakrylat (Bevaloid 6770, Rhone-Poulenc, Watford, England), naftalensulfonsyrepolymer (Lomard, Diamond Shamrock Chemicals Co., Morristown, New Jersey) og sulfonert styrenmaleinsyre-anhydridpolymer (SSMA), (Miltemp, Milpark, Houston, Texas). Det foretrukne dispergeringsmiddel er SSMA og den foretrukne mengde ligger fortrinnsvis fra 0 til 14 kg pr. m<3> blandevann (0 til 5 pund pr. barrel) med 3 til 9 kg pr. m<3> (1 til 3 pund pr. barrel) som spesielt foretrukket.
Blanding av vann inneholdende de ovenfor angitte additiver med tørre, hydraulisk-aktive sementmaterialer gir den lagringsdyktige oppslemming. En tilstrekkelig mengde vann, fortrinnsvis ferskvann, bør tilsettes til det hydraulisk-aktive sementmaterialet for å tildanne en flytende, lagringsdyktig oppslemming med egnet konsistens. En lagringsdyktig oppslemming med portlandsement bør ha en densitet som ligger i området 1320 til 2100 kg/m<3> (11 til 17,5 lbm/gal) og fortrinnsvis i området 1680 til 2100 kg/m<3> (14 til 17,5 lbm/gal), aller helst 1800 til 1980 kg/m<3> (15-16,5 lbm/gal). Lagringsdyktige portlandsementoppslemminger med densiteter rundt 2100 kg/m<3 >(17,5 lbm/gal) og derover har en tendens til geldannelse eller å undergå en type "pakningsavsetning" når de lagres i lengre tid. Oppslemmingsdensiteter for slaggoppslemminger på ca. 1800 kg/m<3> (15 lbm/gal) er foretrukket.
Avhengig av den særlig lagringsdyktige oppslemmingen blir mengden blandevann i oppslemmingen ifølge oppfinnelsen fra ca. 30 til 150 vektprosent, beregnet på tørrvekten av sementen og fortrinnsvis er området 35 til 90 vektprosent.
Under normale betingelser har de lagringsdyktige oppslemminger ifølge oppfinnelsen en betydelig levetid. De lagringsdyktige oppslemminger ifølge oppfinnelsen bør forbli stabile som væske, fortrinnsvis ca. 1 uke og aller helst 2 til 3 måneder, uten avsetning. I enkelte tilfelle kan det oppnås lagringstider på utover 6 måneder. Endringer i fortykningstiden for de aktiverte, hydrauliske sementoppslemminger, selv etter forlenget lagring av den ikke-aktiverte oppslemming, er ikke vesentlige og slike endringer bestemmes lett ved bruk av i og for seg kjente teknikker.
På tidspunktet for sementering blir den lagrede oppslemming aktivert, pumpet inn i brønnen og tillatt avbinding. Aktiveringen skjer ved tilsetning av en aktivator. Aktivatoren initierer hydratisering og tillater avbinding av oppslemmingen etter en på forhånd bestemt pumpetid.
Aktivatoren må motvirke avbindingsforsinkeren mens den samti-dig har minimal innvirkning på de endelige oppslemmings-egenskaper eller på avbindingsegenskapene, som reologi og væsketap, under anvendelse i en effektiv mengde. I tillegg må aktivatoren være lett å pumpe og lett å behandle, f.eks. en væske; den må være økonomisk; lett tilgjengelig i rimelig renhet; sikker å skipe og behandle samt miljømessig aksepta-bel.
Aktivatorer for en lagringsdyktig oppslemming omfatter opp-løsninger av gruppe IA- og gruppe IIA-hydroksyder som natrium-, magnesium- og kalsiumhydroksid; sulfater som natriumsul-fat; aluminater som natrium- og kaliumaluminat; karbonater som natriumkarbonat samt silikater. Foretrukne aktivatorer er natriumsilikat. Natriumsilikat har et stort antall industri-elle anvendelser som inkluderer borevæsker og vanntetnings-mørtler og -sementer. For slaggoppslemminger er et natriumsilikat (Crystal 120H, Crosfield, Warrington, England) med et spesielt kvarts:soda-forhold særlig foretrukket. Natriumsilikat (Crystal 100S, Crosfield) med et annet kvarts:soda-for-hold er særlig foretrukket for hydraulisk sement- og slaggment opps lemminger . Typiske konsentrasjoner av aktivator ligger i området 0 til 190 liter/m<3> (0 til 8 gpb) oppslemming, fortrinnsvis ca. 24 til 72 liter/m<3> (1 til 3 gpb) oppslemming og tilsettes fortrinnsvis med ytterligere blandevann.
Det er to veier for kontrollering av fortykningstiden for de aktiverte, lagringsdyktige oppslemminger. Den første vei er nøyaktig å dosere eller å måle ut aktivatoren basert på en dosis-responskurve slik at den lagrede oppslemming blir "mindre retardert" og gir den ønskede fortykningstid. Fordi hellingen av dosis-responskurven kan være steil, kan oppslemmingene være for følsomme til å tillate nøyaktig kontroll av fortykningen på borestedet.
Den andre måte er å "overaktivere" oppslemmingen og så å tilsettes ytterligere sekundær avbindingsforsinker som ligninsulfonater, tartrater, glukonater, glukoheptonater og lignende, for å oppnå den ønskede fortykningstid. De "overaktiv-erte" oppslemminger responderer normalt på konvensjonelle nivåer av forsinker og viser langt mindre sensitivitet. I tillegg kan "overaktivering" sette den tidligere kompresjonsstyrken for de avbundne oppslemminger på spill. En typisk konsentrasjon av ytterligere avbindingsforsinker i form av natriumlignosulfonat (R12-1, 40% aktiv, Borregaard, Sarps-borg, Norge) ligger fra 0 til 24 liter/m<3> (0 til 1 gpb).
Ekstra vann tilsettes fortrinnsvis til den lagringsdyktige oppslemming under aktiveringen. Dette ekstravann kan være ferskvann, saltvann eller saltoppløsning. Ekstravannet kan inneholde aktivator og ytterligere additiver, f.eks. kalium-klorid, dispergeringsmidler, viskositetsgivende midler, se-kundære forsinkere, flytende suspensjoner av vektgivende midler og kjemiske drøyemidler.
Den aktiverte oppslemming kan justeres til den ønskede densitet for en spesiell sementeringsanvendelse. Oppslemmingsdensiteten kan økes ved tilsetning av en flytende suspensjon av et vektgivende middel som trimangantetraoksid. Oppslemminger med lavere densitet kan fremstilles ved tilsetning av mer vann og å modifisere aktivatorkonsentrasjonene, hvis dette er nødvendig. Således kan lagringsdyktige oppslemmings-"konsentrater" fremstilles på forhånd og fortynnes ved aktivering. F.eks. kan en 1500 kg/m<3> (12,5 lbm/gal) portlandse-mentoppslemming fremstilles ved tilsetning av 5 til 7 liter natriumsilikataktivator pr. m3 oppslemming (2-3 gallon pr. bbl) og ca. 0,9 m<3> ytterligere vann pr m<3> (ca. 38 gallon pr. bbl) til en lagringsdyktig oppslemming med en utgangsdensitet rundt 1890 til 1980 kg/m<3> (15,8 til 16,5 lbm/gal).
Fortrinnsvis tildannes det en pumpbar oppslemming med en målt densitet i området 1320 til 2400 kg/m<3> (11 til 20 lbm/gal) og mer foretrukket i området 1680 til 1920 kg/m<3> (14 til 16 lbm/gal), aller helst ca. 1780 kg/m<3> (15 lbm/gal). Selv om det sistnevnte er en lavere densitet enn konvensjonell "ren sement", er de mekaniske egenskaper for avbindingssementen egnet for brønnsementeringsanvendelser. Videre økes volumut-bytte og forbedres reologien ved denne lette densi-tetsreduksj on.
Når den først er avbundet, har de lagringsdyktige oppslemminger ifølge oppfinnelsen vanlige nivåer for kompresjonsstyrke.
I den foretrukne utførelsesform av oppfinnelsen tildannes det en lagringsdyktig sementoppslemming ved bruk av en oljebrønn-type-portlandsement, f.eks. Dyckerhoff, klasse G (Dyckerhoff Zementwerke, Wiesbaden, BRD). Sementen blandes med en kalsiumglukonat (0,5-0,75% BWOC) avbindingsforsinker, 9 kg/m<3> (3 ppb) bentonitt og ca. 5 liter/m<3> (0,2 gpb) Shellflo-S-suspensjonsmiddel (eller alternativt med 6 kg/m<3> (2 ppb) Polyox PEO alene) og tilstrekkelig vann til å gi en densitet på 1900 til 1980 kg/m<3> (15,8 til 16,5 lbm/gal). Dispergeringsmidler som polyakrylat, sulfonert styrenmaleinsyreanhydrid, naftalensulfonsyrepolymer og lignende, er velkjente i denne teknikk og kan settes til blandingen etter behov. Den resulterende oppslemming kan holdes under leilighetsvis omrøring i tidsrom utover 12 uker under vanlige lagringsbetingelser.
Den lagringsdyktige oppslemming aktiveres ved tilsetning av den nødvendige mengde aktivator, i dette tilfellet tilsettes natriumsilikat (100S) fortrinnsvis i en mengde fra 24 til 72 liter/m<3> (1 til 3 gpb) oppslemming før pumping inn i brønn-hullet. Aktivatoren tilsettes fortrinnsvis med et lite volum ytterligere vann for å justere sluttdensiteten til den aktiverte oppslemming til 1680 kg/m<3> (14 lbm/gal).
Tabell 4 viser de reologiske egenskaper for tre lagringsdyktige oppslemminger og videre at de reologiske egenskaper endres minimalt når de holdes i lengre tidsrom. Oppslemmingene blir noe mer viskøse ved aktivering. Hvis dette er uønsket, kan fenomenet i det vesentlige elimineres ved å sette dispergeringsmidler til oppslemmingen. Tabell 5 viser de reologiske egenskaper for tre aktiverte oppslemminger og viser de reologiske egenskaper kun endres minimalt. Væsketapskontroll er vesentlig for mange konvensjonelle se-menteringsanvendelser, f.eks. squeeze-sementering og sementering av foringer og produksjonsstrenger. Tilsetningen av konvensjonelle sementeringsvæsketapsadditiver som polyvinylalko-hol, styren-butadienlateks, ko- og terpolymerer av akryl-amidometylpropansulfonsyre, hydroksyetylcellulose, karboksymetylhydroksyetylcellulose, karboksymetylcellulose og stivelse, til lagringsdyktige, hydrauliske sement- og slaggmentoppslemminger, på aktiveringstidspunktet, gir aksepterbare kontrollnivåer.
Et antall ytterligere faktorer kan påvirke ytelsen for oppfinnelsens lagringsdyktige oppslemminger. Konvensjonelle sementoppslemminger er under visse omstendigheter følsomme overfor skjærpåvirkning og viser f.eks. endringer i reologi og fortykningstid som avhenger av blandeenergien eller rør-skjærkraften de underkastes. De lagringsdyktige oppslemminger ifølge oppfinnelsen viser ikke utilbørlig skjærfølsomhet og skulle derfor være blandbare med et spektrum av tilgjengelig feltutstyr.
Oppfinnelsens lagringsdyktige oppslemming gir muligheten av tilsetning av materialet enten til selve oppslemmingen eller til ekstra blandevann som benyttes for å fortynne oppslemmingen til den ønskede sluttdensitet. Det er velkjent at responsen for sementer til visse additiver, f.eks. dispergeringsmidler, forsinkere og geldannelsesmidler, avhenger av hvordan additivene innføres i oppslemmingen. Tørrblandede additiver viser ofte ytelseskarakteristika som kvalitativt er forskjellig fra det de viser når de tilsettes i blandevannet. Ennå større forskjeller ses ofte hvis additivene tilsettes til en allerede ferdigblandet oppslemming. Rekkefølgen for tilsetning av aktivator og ytterligere additiver til oppslemmingen har liten innvirkning på reologien for den aktiverte oppslemming når den blandes ved normale API-skjærhastigheter.
Oppfinnelsen skal beskrives nærmere under henvisning til de følgende eksempler.
EKSEMPEL 1
Alle forsøkene som benyttet slagg ble kjørt med et slagg med en finhet på 420 m<2>/kg. Alle forsøk med portlandsement benyttet Dyckerhoff, klasse G- eller Cemoil, klasse G-sement. Slaggmentene var 70:30 blandinger av vanlig portlandsement (Castle Cement, Coatbridge, Strathclyde, Skottland) og slagg med finhet 420 m<2>/kg.
Forsøksprotokollene fulgte de standard laboratorieprøveprose-dyrer som er angitt i API Specification 10. Hvis nødvendig, ble prosedyrene modifisert, f.eks. når rekkefølgen av tilsetning og variable blandeenergier ble studert.
Blandevann ble anbrakt i et plastikkbeger og omrørt med blad-rører under tilsetning av suspensjonsmidlet inntil dette var dispergert eller hydratisert. Deretter ble herdingsforsinker-ene tilsatt under omrøring inntil oppløsning. Til slutt ble det eventuelle dispergeringsmiddel tilsatt under omrøring inntil oppløsning.
Blandevannet som fremstilt ovenfor ble overført til en Waring-blander utstyrt med en elektronisk hastighetskontroll der hastigheten ble justert inntil det var oppnådd en god virvel. Under opprettholdelse av denne ved å kontrollere blandehastigheten, ble det hydraulisk aktive sementmaterialet tilsatt og tilsetningstiden notert. Etter 60 sekunders omrø-ring av oppslemmingen, ble blanderen stoppet.
Oppslemmingen ble overført til en Fann-35-viskosimeterskål under notering av oppslemmingens fysikalsk karakteristika. Oppslemmingens utgangsreologi ble målt og eventuelt ved 10 sekunder og 10 minutter ved bruk av en standard konfigurasjon med rotor 1, fjær 1 og spole 1, ved romtemperatur.
Deretter ble oppslemmingen overført til en vidhalset plast-flaske utstyrt med skrulokk og tett forseglet. Flasken ble lagret i lengre tidsrom.
Ved regulære intervaller under lagringen ble oppslemmingens tilstand undersøkt. Ved bruk av en liten spatel målte man fritt vann, gelstyrker, separering av sementmaterialpartik-ler, geldannelsesavbinding og det generelle utseende for oppslemmingen. Deretter ble oppslemmingen blandet grundig igjen under omrøring og rysting. Hvis ønskelig, ble reologien un-dersøkt som beskrevet ovenfor. Lagring og prøving fortsatt inntil oppslemmingen var avbundet og hard. Den harde avbin-dingen skjedde vanligvis etter et tidsrom med høy oppslem-mingsviskositet og geldannelse, noe som gjorde materialet ubrukelig før den virkelige avbinding.
Aktivering og utprøving av sluttoppslemmingen skjedde med enten nyfremstilt oppslemming eller lagret oppslemming. En til-svarende blandeenergi som beskrevet i API Specification 10, §5, for konvensjonelle sementer, ble benyttet. Oppslemmingen ble anbrakt i en elektronisk regulert Waring-blander og om-rørt ved 4000 omdr./min. i 60 sekunder. Aktivator pluss for-tynningsvann og eventuelle ytterligere additiver ble så inn-ført ved 4000 omdr./min. i et 15 sekunders intervall. Blandingen ble så blandet ved 12000 omdr./min. i 35 sekunder. Etter ferdig aktivering og blanding, ble oppslemmingen prøvet på samme måte som en konvensjonell sementoppslemming. Konvensjonelt antiskum ka benyttes for å redusere luftmedrivning etter ønske.
EKSEMPEL 2
De følgende resultater ble oppnådd når man prøvet kompresjonsstyrken ved bruk av følgende formulering. En særlig foretrukket lagringsdyktig oppslemming ble tildannet som beskrevet i eksempel 1 med portlandsement, 0,5% CaG, 4,3 kg/m<3> (1,5 ppb) polyetylenoksid og 4,3 kg/m<3> (1,5 ppb) sulfonert styrenmaleinsyreanhydrid. Den resulterende oppslemming hadde en densitet på 1900 kg/m<3> (15,8 lbm/gal).
Oppslemmingen ble aktivert med 53 liter/m<3> (2,2 gpb) 100S natriumsilikat og fortynnet til en sluttdensitet på 1800 kg/m<3> (15 lbm/gal). Ved en herdetemperatur på 88°C (190°F), ble følgende kompresjonsstyrker målt.
Som eksemplene ovenfor viser, er oppslemmingene ifølge oppfinnelsen stabile og kan lagres i lange tidsrom mens de gir utmerkede kompresjonsstyrker. På grunn av at disse stabile oppslemminger ikke avbindes umiddelbart, kan de fremstilles på et sted og overføres til et annet. F.eks. kan oppslemmingene formuleres ved en lokasjon, f.eks. på land, der densiteten for oppslemmingen måles og justeres hvis ønskelig. Deretter blir den formulerte oppslemming overført til en andre lokasjon, f.eks. en offshoreplatt-form. På den andre lokasjon kan den overførte oppslemming aktiveres umiddelbart eller lagres til behov og deretter aktiveres. Ved aktiveringstidspunktet blir ytterligere blandevann og additiver tilsatt, mens oppslemmingens densitet justeres til en ønsket densitet. Den aktiverte oppslemming pumpes så inn i brønnhullet for å understøtte foringen og isolere de underjordiske formasjoner. Oppfinnelsen er vist med flere fordeler. Muligheten til å lagre en flytende sementoppslemming fjerner blandeprob-lemer på bruksstedet, særlig kontrollen av oppslemmingsdensiteten. Proporsjonering av en flytende oppslemming med væske som ekstravann eller et vektgivende middel, er langt enklere enn proporsjonering av faststoffet i masseform med vann.
Man kan benytte enklere utstyr med oppfinnelsens lagringsdyktige oppslemminger. Oppslemmingene kan holdes i ikke-trykksatte tanker og fylles og tømmes med konvensjonelle fluidpumper. Under sementeringen behøver blandeen-heten ikke annet enn å homogenisere de fluide strømmer av oppslemming pluss ytterligere blandevann og flytende additiver på vei mot nedhullspumpene.
Muligheten for å fremstille og å kontrollere kvaliteten for en lagringsdyktig oppslemming ved basen er åpenbart fordelaktig. Oppslemmingen blandes og dens utgangsdensitet måles og justeres ved basen i stedet for ved borehullet. Oppslemmingen behøver kun å homogeniseres og aktiveres under sementeringen. Stabiliteten for oppslemmingen og langtidsfluiditeten tillater at oppslemmingen kan fremstilles, overføres og lagres i betydelig tid før be-hovet for brønnseteoperasjoner. Således kan oppslemmingen fremstilles ved et sentralt anlegg og lagres i flytende form ved dette. Deretter kan det fylles i transportmidler og overføres til et fjerntliggende boresete, her kan det losses og lagres eller benyttes umiddelbart for semente-ringsoperasjoner.
Oppslemmingen kan overføres med sentrifugalpumper mellom lagringstanker, transporttanker og nedhullspumper atskillig hurtigere enn tørr sement kan overføres pneumatisk. På samme måte reduseres tiden for å losse lasten til en offshorelokasjon. For landlokasjoner kan oppslemmingen fremstilles på borestedet, mens boringen skjer, eller et sentralt anlegg og kjøres til boresetet dager før semen-teringsoperasjonen og lagres til bruk.
Den aktiverte oppslemmingen kan lett modifiseres til å kunne benyttes for et vidt spektrum sementeringsformål etter ønske i olje- og gassbrønnsementeringsanvendelser. Noen eksempler på slike egenskaper er gasskontroll, væsketapskontroll, turbulensstrømreologi og høy tidlig styrke.
Oppfinnelsen skal ikke være begrenset til de viste ut-førelsesformer, men kan underkastes variasjoner, endringer og modifikasjoner uten å gå utenfor oppfinnelsens ånd og ramme.
Claims (35)
1. Lagringsdyktig, hydraulisk-aktiv sementoppslemming, karakterisert ved at den omfatter: et hydraulisk-aktivt sementmateriale av en type som er egnet for sementering i underjordiske formasjoner for olje- eller gassbrønner; en effektiv mengde av en avbindingsforsinker for å tillate lagring av oppslemmingen med kun minimal endring av oppslemmingens avbindingsegenskaper ved aktivering og å tillate reversering av retarderingen etter tilsetning av en effektiv mengde av en aktivator til oppslemmingen før sementering; et suspensjonsmiddel for å holde oppslemmingen med minimal separasjon av sementmaterialet; og en effektiv mengde vann for å holde en pumpbar oppslemming.
2. Oppslemming ifølge krav 1, karakterisert ved at avbindingsforsinkeren i tillegg dispergerer oppslemmingen og har liten innvirkning på kompresjonsstyrken for den lagringsdyktige oppslemming etter aktivering og avbinding.
3. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at forsinkeren er valgt blant: hydroksykarboksylsyrer, glukoheptonater, ligninsulfonater, glukonater, fosfonater og sukkere.
4. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at avbindingsforsinkeren er valgt blant: natriumglukoheptonat, kalsiumglukoheptonat, magnesiumglukoheptonat, ligninsulfonat, natriumlignosulfonat, kalsiumnatriumlignosulfonat, natriumglukonat, kalsiumglukonat, kalsiumnatriumglukonat, natrium-EDTA-fosfat, sukrose og sitronsyre.
5. Oppslemming ifølge krav 4, karakterisert ved at avbindingsforsinkeren er valgt fra gruppen natriumglukoheptonat, natriumglukonat, kalsiumglukonat, kalsiumnatriumlignosulfonat, sukrose og sitronsyre.
6. Oppslemming ifølge krav 4, karakterisert ved at avbindingsforsinkeren er natriumglukoheptonat, til stede i en mengde opptil omtrent 3% av vekten av sement (BWOC), og sementmaterialet er slagg.
7. Oppslemming ifølge krav 5, karakterisert ved at avbindingsforsinkeren foreligger i en mengde fra 0,1 til 5% av vekten av sement (BWOC) og at sementmaterialet inneholder hydraulisk sement.
8. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at suspensjonsmidlet er valgt blant welangummi, xantangummi, karboksymetylcellulose, polyanionisk cellulose, karboksymetylhydroksyetylcellulose, guar, stivelse, polyetylenoksid og succinoglykan.
9. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at suspensjonsmidlet er bentonitt eller attapulgitt.
10. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at suspensjonsmidlet er et blandet metallhy-droksid.
11. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at suspensjonsmidlet er en blanding av bentonitt og xantangummi og at sementmaterialet er slagg.
12. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at suspensjonsmidlet er polyetylenoksid og sementmaterialet inneholder hydraulisk sement.
13. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at suspensjonsmidlet er en blanding av bentonitt og succinoglykan og at sementmaterialet inneholder hydraulisk sement.
14. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at sementmaterialet er valgt blant slagg, hydraulisk sement og blandinger derav.
15. Oppslemming ifølge krav 2, karakterisert ved at sementmaterialet inneholder portlandsement.
16. Oppslemming ifølge krav 14, karakterisert ved at det videre omfatter et dispergeringsmiddel.
17. Oppslemming ifølge krav 16, karakterisert ved at dispergeringsmidlet er valgt blant melamin-sulfonsyrepolymer, natriumpolyakrylat, naftalensulfonsyrepolymer og sulfonert styrenmaleinsyreanhydridpoly-mer.
18. Fremgangsmåte for sementering i en underjordisk formasjon for en olje- eller gassbrønn, karakterisert ved at den omfatter: å formulere en lagringsdyktig, hydraulisk-aktiv sementoppslemming ved å blande sammen et hydraulisk-aktivt sementmateriale av en type egnet for sementering i underjordiske formasjoner for olje- eller gassbrøn-ner, en avbindingsforsinker, et suspensjonsmiddel og vann, der den lagringsdyktige oppslemmings avbindingskarakteristika ved aktivering kun minimalt endres etter lagring; lagring av den lagringsdyktige oppslemming inntil sementering; aktivering av den lagringsdyktige oppslemming ved blanding av den lagringsdyktige oppslemming og en aktivator; pumping av den aktiverte oppslemming inn i den underjordiske formasjonen; og å tillate den aktiverte oppslemming å binde av.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at avbindingsforsinkeren er til stede i en effektiv mengde som tillater lagring av oppslemmingen med minimal endring av oppslemmingens avbindingskarakteristika ved aktivering og for å tillate reversering av forsinkelsen etter tilsetning av
en effektiv mengde av en aktivator til oppslemmingen før sementering, idet suspensjonsmidlet opprettholder minimal separering av sementmaterialet i oppslemmingen, og
en effektiv mengde vann for å danne en pumpbar oppslemming.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at avbindingsforsinkeren er valgt blant hydroksykarboksylsyrer, glukoheptonater, ligninsulfonater, glukonater, fosfonater og sukkere.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at suspensjonsmidlet er valgt blant welangummi, welangummipolymerer, xantangummi, karboksymetylcellulose, polyanionisk cellulose, karboksymetylhydroksyetylcellulose, guar, stivelse, polyetylenoksid og succinoglykan.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at suspensjonsmidlet er et blandet metallhy-droksid.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at suspensjonsmidlet er bentonitt eller attapulgitt.
24. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at oppslemmingen videre inneholder et dispergeringsmiddel .
25. Fremgangsmåte ifølge krav 24, karakterisert ved at dispergeringsmidlet er valgt blant melamin-sulfonsyrepolymer, natriumpolyakrylat, naftalensulfonsyrepolymer og sulfonert styrenmaleinsyreanhydridpoly-mer.
26. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at den benyttes en effektiv mengde av et akti-veringsmiddel for å overaktivere oppslemmingen og at en ytterligere avbindingsforsinker settes til oppslemmingen for å oppnå den ønskede avbindingstid.
27. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at aktiveringsmidlet er valgt blant gruppe IA-hydroksyder, gruppe IIA-hydroksyder, sulfater, aluminater, sodaaske og silikater.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 27, karakterisert ved at aktiveringsmidlet er natriumsilikat.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at den videre omfatter redispergering av opp-slemmingspartikler under lagring.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 29, karakterisert ved at avbindingsforsinkeren er til stede i en effektiv mengde for å tillate lagring av oppslemmingen med minimal endring av oppslemmingens avbindingskarakteristika ved aktivering etter lagring og å tillate reversering av forsinkelsen etter tilsetning av
en effektiv mengde av en aktivator til oppslemmingen før sementering, idet suspensjonsmidlet opprettholder minimal separering av sementmaterialet i oppslemmingen, og
en effektiv mengde vann for å tildanne en pumpbar oppslemming.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at den videre omfatter måling av densiteten for den lagringsdyktige oppslemming, hvor densiteten måles før aktivering av den lagringsdyktige oppslemming.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at den videre omfatter justering av densiteten for den aktiverte oppslemming, hvor justering av densiteten utføres før pumping av den aktiverte oppslemming inn i den underjordiske formasjon.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert ved at den videre omfatter formulering av den stabile, hydraulisk aktive, sementholdige oppslemming ved en første lokasjon samt overføring av den formulerte oppslemming til en andre lokasjon.
34. Fremgangsmåte ifølge krav 33, karakterisert ved at den videre omfatter måling av densiteten for den stabile oppslemming etter formulering, hvor densiteten måles før overføring til en andre lokasjon.
35. Fremgangsmåte ifølge krav 34, karakterisert ved at den videre omfatter lagring av den overfør-te, stabile oppslemming ved den andre lokasjon, hvor lagringen av oppslemmingen gjennomføres før aktivering av oppslemmingen.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/186,719 US5447197A (en) | 1994-01-25 | 1994-01-25 | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
| PCT/US1994/011052 WO1995019942A1 (en) | 1994-01-25 | 1994-10-07 | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO963103D0 NO963103D0 (no) | 1996-07-25 |
| NO963103L NO963103L (no) | 1996-09-19 |
| NO321652B1 true NO321652B1 (no) | 2006-06-19 |
Family
ID=22686034
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19963103A NO321652B1 (no) | 1994-01-25 | 1996-07-25 | Lagringsdyktig, hydraulisk aktiv, sementholdig oppslemming og fremgangsmate for sementering i en underjordisk formasjon |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US5447197A (no) |
| EP (1) | EP0741679B1 (no) |
| AT (1) | ATE190298T1 (no) |
| DE (1) | DE69423370T2 (no) |
| DK (1) | DK0741679T3 (no) |
| NO (1) | NO321652B1 (no) |
| WO (1) | WO1995019942A1 (no) |
Families Citing this family (162)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH11507002A (ja) * | 1995-06-07 | 1999-06-22 | ザ・ニユートラスウイート・カンパニー | ヒドロコロイドと超可塑剤の安定懸濁系 |
| US5890840A (en) * | 1995-12-08 | 1999-04-06 | Carter, Jr.; Ernest E. | In situ construction of containment vault under a radioactive or hazardous waste site |
| ATE190971T1 (de) * | 1995-12-15 | 2000-04-15 | Monsanto Co | Verfahren zur verbesserten rheologischen steuerung bei zementsystemen |
| WO1997027152A1 (en) * | 1996-01-26 | 1997-07-31 | The Nutrasweet Company | Sugar and/or acid addition to anionic polysaccharide-containing cementitious formulations |
| US5881813A (en) * | 1996-11-06 | 1999-03-16 | Bj Services Company | Method for improved stimulation treatment |
| US6772838B2 (en) | 1996-11-27 | 2004-08-10 | Bj Services Company | Lightweight particulate materials and uses therefor |
| US7426961B2 (en) * | 2002-09-03 | 2008-09-23 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations with porous particulate materials |
| US6749025B1 (en) | 1996-11-27 | 2004-06-15 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for sand control |
| US5814147A (en) * | 1997-01-21 | 1998-09-29 | Envirotrench Company | Method for strengthening and improving clay soils |
| US6110875A (en) * | 1997-03-07 | 2000-08-29 | Bj Services Company | Methods and materials for degrading xanthan |
| US6258757B1 (en) * | 1997-03-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water based compositions for sealing subterranean zones and methods |
| 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 |
| US5975220A (en) * | 1997-05-28 | 1999-11-02 | Bj Services Company | Mud suspension control system |
| US5883054A (en) * | 1997-09-19 | 1999-03-16 | Intevep, S.A. | Thermally stable drilling fluid |
| WO1999016723A1 (en) * | 1997-09-30 | 1999-04-08 | Bj Services Company | Multi-functional additive for use in well cementing |
| FR2772743B1 (fr) * | 1997-12-24 | 2000-02-04 | Schlumberger Cie Dowell | Controle de la prise de ciments alumineux par utilisation de retardateurs de prise actifs a temperatures elevees |
| US5947644A (en) * | 1998-04-03 | 1999-09-07 | Marathon Oil Company | Construction of a fluid impermeable subterranean barrier wall |
| US6173778B1 (en) | 1998-05-27 | 2001-01-16 | Bj Services Company | Storable liquid systems for use in cementing oil and gas wells |
| US6138760A (en) * | 1998-12-07 | 2000-10-31 | Bj Services Company | Pre-treatment methods for polymer-containing fluids |
| US6660080B2 (en) | 1999-01-12 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate flow enhancing additives |
| US6170575B1 (en) | 1999-01-12 | 2001-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods using dry cementitious materials having improved flow properties |
| US6379456B1 (en) | 1999-01-12 | 2002-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow properties of dry cementitious and non-cementitious materials |
| US6245142B1 (en) | 1999-01-12 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow properties of dry cementitious materials |
| US6170574B1 (en) * | 1999-01-14 | 2001-01-09 | Downhole Solutions, Inc. | Method of forming cement seals in downhole pipes |
| 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 |
| DE60013420T2 (de) | 1999-04-09 | 2005-01-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Verfahren zum ringförmigen abdichten |
| FR2792311B1 (fr) * | 1999-04-16 | 2001-07-27 | Cie Du Sol | Beton a prise differee |
| US6268406B1 (en) | 1999-06-09 | 2001-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing methods using compositions containing liquid polymeric additives |
| EP1065186A1 (en) * | 1999-06-09 | 2001-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing method |
| BR9902726B1 (pt) * | 1999-07-13 | 2010-07-13 | composições estocáveis para cimentação de poços de óleo e gás. | |
| US6176314B1 (en) | 1999-07-15 | 2001-01-23 | Phillips Petroleum Company | Low density well cement compositions and method of use |
| FR2800063B1 (fr) * | 1999-10-21 | 2002-01-11 | Cie Du Sol | Coulis pour la realisation d'ecrans etanches |
| US6818594B1 (en) | 1999-11-12 | 2004-11-16 | M-I L.L.C. | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use |
| US6227294B1 (en) * | 2000-05-12 | 2001-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing subterranean zones |
| US6372037B1 (en) | 2000-05-12 | 2002-04-16 | Lignotech Usa, Inc. | Set retarders for foamed cements |
| US6457523B1 (en) * | 2000-07-07 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed thixotropic cement compositions and methods |
| GC0000398A (en) | 2001-07-18 | 2007-03-31 | Shell Int Research | Method of activating a downhole system |
| RU2287662C2 (ru) * | 2001-07-23 | 2006-11-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагнетание текучей среды в ствол скважины в зону перед буровым долотом |
| US6497283B1 (en) | 2001-11-19 | 2002-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cement additives, compositions and methods |
| US20050009710A1 (en) * | 2002-01-31 | 2005-01-13 | Halliburton Energy Services | Reactive sealing compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean formations and methods |
| WO2003068708A1 (en) * | 2002-02-16 | 2003-08-21 | Services Petroliers Schlumberger | Cement compositions for high temperature applications |
| US7185719B2 (en) * | 2002-02-20 | 2007-03-06 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US6875729B2 (en) * | 2002-06-04 | 2005-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing composition |
| AU2003257938A1 (en) * | 2002-07-29 | 2004-02-16 | Es Cell International Pte Ltd. | Multi-step method for differentiation of insulin positive, glucose |
| NO20034964L (no) * | 2002-11-08 | 2004-05-10 | Bj Services Co | Sementsammensetning egnet for olje- og gassbronner |
| US6708760B1 (en) | 2002-11-19 | 2004-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones |
| CN1232465C (zh) * | 2002-12-24 | 2005-12-21 | 清华大学 | 凝石二元化湿水泥及其用途 |
| FR2850648A1 (fr) * | 2003-02-04 | 2004-08-06 | Cie Du Sol | Coulis de ciment a base d'eau chargee en sels |
| US7866394B2 (en) | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
| WO2004083600A1 (en) | 2003-03-18 | 2004-09-30 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations using mixed density proppants or sequential proppant stages |
| US7007754B2 (en) * | 2003-05-30 | 2006-03-07 | Bj Services Company | Method of cementing an area of a borehole with aqueous cement spacer system |
| US6908508B2 (en) | 2003-06-04 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable fluids and methods for use in subterranean formations |
| US7021380B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising set retarder compositions and associated methods |
| US7073585B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications |
| US6907928B2 (en) * | 2003-07-30 | 2005-06-21 | Bj Services Company | Storable cementitious slurries containing boric acid and method of using the same |
| US7350597B2 (en) * | 2003-08-19 | 2008-04-01 | At-Balance Americas Llc | Drilling system and method |
| US6832652B1 (en) * | 2003-08-22 | 2004-12-21 | Bj Services Company | Ultra low density cementitious slurries for use in cementing of oil and gas wells |
| GB2405636B (en) * | 2003-09-08 | 2006-07-26 | Schlumberger Holdings | Dual function cement additive |
| 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 |
| US20050109507A1 (en) * | 2003-11-21 | 2005-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using cement compositions having long-term slurry-state stability |
| US7137448B2 (en) * | 2003-12-22 | 2006-11-21 | Bj Services Company | Method of cementing a well using composition containing zeolite |
| US20050155763A1 (en) * | 2004-01-16 | 2005-07-21 | Reddy B. R. | Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use |
| US20060272819A1 (en) * | 2004-01-16 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents, and associated methods |
| US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
| US7114569B2 (en) * | 2004-06-14 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Methods, cement compositions and suspending agents therefor |
| US7059408B2 (en) * | 2004-07-08 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the impact of a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent on a cement slurry |
| US7004256B1 (en) * | 2004-10-11 | 2006-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set retarder compositions, cement compositions, and associated methods |
| US6978835B1 (en) | 2004-10-11 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations |
| US7642223B2 (en) | 2004-10-18 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone |
| US7690429B2 (en) * | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US7303014B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
| US7303008B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations |
| US8858860B2 (en) | 2004-11-02 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable retarder for cementing applications |
| US20080149346A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-06-26 | Martin Gerard Rene Bosma | Method of Installing an Expandable Tubular in a Wellbore |
| US7891424B2 (en) | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| US7537656B2 (en) * | 2005-06-22 | 2009-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising biodegradable monomers for retarding the setting thereof |
| US7350574B2 (en) * | 2005-06-22 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of retarding the setting of a cement composition using biodegradable monomers |
| JP2007018198A (ja) * | 2005-07-06 | 2007-01-25 | Sony Corp | リンク情報付きインデックス情報生成装置、タグ情報付き画像データ生成装置、リンク情報付きインデックス情報生成方法、タグ情報付き画像データ生成方法及びプログラム |
| US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| WO2007014168A2 (en) * | 2005-07-25 | 2007-02-01 | Dennis Andrew C | Magnesium cementitious composition |
| US8333240B2 (en) * | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
| US7478675B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
| US7617870B1 (en) | 2008-05-14 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended cement compositions comprising oil-swellable particles and associated methods |
| US20070105995A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
| US7422062B2 (en) * | 2005-12-01 | 2008-09-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using treatment fluids comprising chlorinated carbohydrates |
| US7435293B2 (en) * | 2005-12-01 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising maltodextrin |
| US7395861B2 (en) * | 2005-12-01 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing subterranean formations using cement compositions comprising maltodextrin |
| US20070129261A1 (en) * | 2005-12-01 | 2007-06-07 | Halliburton Energy Services | Additives Comprising Maltodextrin |
| US7547664B2 (en) * | 2005-12-01 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additives comprising chlorinated carbohydrates |
| US7303625B2 (en) * | 2005-12-01 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising chlorinated carbohydrates |
| US7575055B2 (en) * | 2006-07-05 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable nonaqueous cement slurries and methods of using same |
| WO2008080565A2 (en) | 2006-12-28 | 2008-07-10 | Services Petroliers Schlumberger | Cement retarder |
| US7967909B2 (en) * | 2007-02-26 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Method of cementing within a gas or oil well |
| US8430956B2 (en) | 2007-08-13 | 2013-04-30 | Texas Industries, Inc. | Stabilization of soils using a proportional lime slurry |
| US8714809B2 (en) | 2007-08-13 | 2014-05-06 | Texas Industries, Inc. | System for manufacturing a proportional slurry |
| US7993451B2 (en) * | 2007-08-13 | 2011-08-09 | Texas Industries, Inc. | Cement stabilization of soils using a proportional cement slurry |
| US20090107676A1 (en) * | 2007-10-26 | 2009-04-30 | Saunders James P | Methods of Cementing in Subterranean Formations |
| US7950455B2 (en) | 2008-01-14 | 2011-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Non-spherical well treating particulates and methods of using the same |
| EP2090560A1 (en) | 2008-01-30 | 2009-08-19 | Schlumberger Holdings Limited | Chemical activation for cement setting |
| US8205675B2 (en) * | 2008-10-09 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
| US7836954B2 (en) * | 2008-12-19 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services. Inc. | Cement compositions comprising stevia retarders |
| US20110108274A1 (en) * | 2009-11-06 | 2011-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Additive for well cementing applications |
| EP2450418A1 (en) * | 2010-11-05 | 2012-05-09 | Services Pétroliers Schlumberger | Cement compositions and methods for well completions |
| US8162058B1 (en) * | 2011-10-27 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Slag compositions and methods of use |
| US10041327B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Diverting systems for use in low temperature well treatment operations |
| US9920610B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using diverter and proppant mixture |
| US9033040B2 (en) | 2011-12-16 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Use of composite of lightweight hollow core having adhered or embedded cement in cementing a well |
| US9371712B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods |
| US9227872B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods |
| US8851173B2 (en) | 2012-03-09 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9255454B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9505972B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation treatment fluids comprising pumice and associated methods |
| US9328281B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foaming of set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime |
| US9790132B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9856167B2 (en) | 2012-03-09 | 2018-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigation of contamination effects in set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime |
| US9534165B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions and methods of use |
| US9212534B2 (en) | 2012-03-09 | 2015-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plugging and abandoning a well using a set-delayed cement composition comprising pumice |
| US9328583B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9580638B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of synthetic smectite in set-delayed cement compositions |
| US9255031B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Two-part set-delayed cement compositions |
| US10202751B2 (en) | 2012-03-09 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US10082001B2 (en) | 2012-03-09 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement set activators for cement compositions and associated methods |
| US10195764B2 (en) | 2012-03-09 | 2019-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9309153B2 (en) | 2012-04-27 | 2016-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wide temperature range cement retarder |
| US8720563B2 (en) * | 2012-05-09 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc | Calcium aluminate cement composition containing a set retarder of an organic acid and a polymeric mixture |
| US10988678B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well treatment operations using diverting system |
| BR112014032573A2 (pt) | 2012-06-26 | 2017-06-27 | Baker Hughes Inc | métodos de melhorar rede de fratura hidráulica |
| US11111766B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-09-07 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of improving hydraulic fracture network |
| MY180172A (en) | 2012-06-26 | 2020-11-24 | Baker Hughes Inc | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations |
| US9758433B2 (en) * | 2012-07-11 | 2017-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermally enhanced HDD grout |
| US9133386B2 (en) * | 2012-12-12 | 2015-09-15 | Hallburton Energy Services, Inc. | Viscous settable fluid for lost circulation in subterranean formations |
| US9429006B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
| MX363568B (es) * | 2013-03-31 | 2019-03-27 | Halliburton Energy Services Inc | Activadores de fraguado del cemento para composiciones de cemento con retardo de fraguado y métodos asociados. |
| AU2013397596B2 (en) * | 2013-08-06 | 2016-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for zonal isolation of subterranean formations using set-on-demand slurries |
| MX2016002740A (es) * | 2013-09-09 | 2016-08-11 | Halliburton Energy Services Inc | Mitigacion de los efectos de la contaminacion en composiciones de cemento con retardo de fraguado que comprenden piedra pomez y cal hidratada. |
| WO2015035386A1 (en) * | 2013-09-09 | 2015-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement set activators for cement compositions and associated methods |
| BR112016002613A2 (pt) | 2013-09-09 | 2017-08-01 | Halliburton Energy Services Inc | método de cimentação, composição de cimento de pega lenta e sistema para a cimentação |
| 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 |
| 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 |
| US10767098B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-09-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using sized particulates as spacer fluid |
| WO2015041667A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement blends including inert microparticles |
| US20150191642A1 (en) * | 2014-01-08 | 2015-07-09 | Hercules Incorporated | Cementing fluid and methods for producing the same |
| JP6275855B2 (ja) * | 2014-02-28 | 2018-02-07 | ハリバートン エナジー サヴィシーズ インコーポレイテッド | 硬化性組成物及び使用方法 |
| AR099799A1 (es) * | 2014-03-21 | 2016-08-17 | Halliburton Energy Services Inc | Composiciones de cemento con fraguado retardado que comprenden piedra pómez y métodos asociados |
| RU2546684C1 (ru) * | 2014-05-05 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине |
| CN106795750A (zh) | 2014-08-15 | 2017-05-31 | 贝克休斯公司 | 用于井处理操作的转向系统 |
| CA2958831C (en) | 2014-10-28 | 2019-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended-life cement compositions comprising red mud solids |
| GB2549626A (en) * | 2015-01-29 | 2017-10-25 | Halliburton Energy Services Inc | Extended-life settable compositions comprising red mud |
| US10428259B2 (en) | 2015-04-10 | 2019-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluids and methods of use thereof |
| CA2992553A1 (en) | 2015-08-25 | 2017-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement activator composition for treatment of subterranean formations |
| US11028309B2 (en) | 2019-02-08 | 2021-06-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid |
| US11597863B2 (en) * | 2019-03-21 | 2023-03-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Methods of cementing a wellbore |
| CN112574729B (zh) * | 2019-09-27 | 2022-07-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种调凝组合物、调凝剂及其应用 |
| US11390567B2 (en) | 2020-07-08 | 2022-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tailoring for temperature sensitivity of thickening time of cement slurry |
| US11447425B2 (en) | 2020-07-08 | 2022-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for designing low portland liquid cement with long shelf life |
| US11577997B2 (en) | 2020-07-08 | 2023-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Work method to design extended life slurries |
| US11555139B2 (en) * | 2020-07-08 | 2023-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time tailoring of cement slurry for downhole thickening time |
| US11629103B2 (en) | 2020-07-08 | 2023-04-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to design for thickening time using cementitious blend composition |
| CN114196386B (zh) * | 2020-09-17 | 2023-03-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 固井隔离液组合物、固井隔离液及其制备方法与应用 |
| CN114736661A (zh) * | 2022-04-28 | 2022-07-12 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种弱固结性大孔道治理体系及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4043827A (en) * | 1973-11-02 | 1977-08-23 | Tile Council Of America, Inc. | Sag-resistant dry-set mortar composition |
| US3955992A (en) * | 1973-12-17 | 1976-05-11 | Albert Lee Roberts | Cementitious wall composition and method |
| US4188231A (en) * | 1977-06-17 | 1980-02-12 | Valore Rudolph C | Methods of preparing iron oxide mortars or cements with admixtures and the resulting products |
| DE2801932A1 (de) * | 1978-01-18 | 1979-07-19 | Akzo Gmbh | Baustoff-zusatzmittel |
| GB2058037B (en) * | 1980-08-15 | 1983-04-07 | Coal Industry Patents Ltd | Compositions for stowing cavities |
| US4676832A (en) * | 1984-10-26 | 1987-06-30 | Halliburton Company | Set delayed cement compositions and methods of using the same |
| US4687516A (en) * | 1984-12-11 | 1987-08-18 | Halliburton Company | Liquid fluid loss control additive for oil field cements |
| US4964917A (en) * | 1986-08-26 | 1990-10-23 | Sandoz Ltd. | Methods and compositions for reclaiming concrete |
| US5004506A (en) * | 1987-05-07 | 1991-04-02 | Merck & Co., Inc. | Welan gum in cement compositions |
| US5141365A (en) * | 1988-07-14 | 1992-08-25 | Fosroc International Limited | Backfilling in mines |
| US5106423A (en) * | 1988-12-02 | 1992-04-21 | Geochemical Corporation | Formation grouting method and composition useful therefor |
| US5026215A (en) * | 1988-12-02 | 1991-06-25 | Geochemical Corporation | Method of grouting formations and composition useful therefor |
| US4953620A (en) * | 1989-08-14 | 1990-09-04 | Atlantic Richfield Company | Accelerating set of retarded cement |
| US5058679A (en) * | 1991-01-16 | 1991-10-22 | Shell Oil Company | Solidification of water based muds |
| US4976316A (en) * | 1990-02-20 | 1990-12-11 | Atlantic Richfield Company | Method of accelerating set of cement by washover fluid containing alkanolamine |
| US5108511A (en) * | 1990-04-26 | 1992-04-28 | W.R. Grace & Co.-Conn. | Non-emulsion masonry cement additives and method of producing masonry cement compositions containing same |
| FR2670794B1 (fr) * | 1990-12-21 | 1994-07-22 | Elf Aquitaine | Application des boues au scleroglucane au forage des puits devies. |
| CH681720A5 (no) * | 1991-04-12 | 1993-05-14 | Sika Ag | |
| US5263542A (en) * | 1992-05-27 | 1993-11-23 | Halliburton Company | Set retarded ultra fine cement compositions and methods |
| US5311945A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-17 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with phosphate |
| US5314022A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-24 | Shell Oil Company | Dilution of drilling fluid in forming cement slurries |
| US5301752A (en) * | 1992-10-22 | 1994-04-12 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with phosphate-blast furnace slag |
| US5343951A (en) * | 1992-10-22 | 1994-09-06 | Shell Oil Company | Drilling and cementing slim hole wells |
| US5379840A (en) * | 1993-08-19 | 1995-01-10 | Shell Oil Company | High temperature well cementing with low grade blast furnace slag |
-
1994
- 1994-01-25 US US08/186,719 patent/US5447197A/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-10-07 DE DE69423370T patent/DE69423370T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1994-10-07 DK DK94931299T patent/DK0741679T3/da active
- 1994-10-07 EP EP94931299A patent/EP0741679B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-10-07 WO PCT/US1994/011052 patent/WO1995019942A1/en active IP Right Grant
- 1994-10-07 AT AT94931299T patent/ATE190298T1/de not_active IP Right Cessation
-
1995
- 1995-05-22 US US08/447,002 patent/US5547506A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-07-25 NO NO19963103A patent/NO321652B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5447197A (en) | 1995-09-05 |
| EP0741679A1 (en) | 1996-11-13 |
| US5547506A (en) | 1996-08-20 |
| NO963103L (no) | 1996-09-19 |
| ATE190298T1 (de) | 2000-03-15 |
| WO1995019942A1 (en) | 1995-07-27 |
| DE69423370D1 (de) | 2000-04-13 |
| NO963103D0 (no) | 1996-07-25 |
| DK0741679T3 (da) | 2000-06-05 |
| EP0741679B1 (en) | 2000-03-08 |
| DE69423370T2 (de) | 2000-09-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO321652B1 (no) | Lagringsdyktig, hydraulisk aktiv, sementholdig oppslemming og fremgangsmate for sementering i en underjordisk formasjon | |
| US6907928B2 (en) | Storable cementitious slurries containing boric acid and method of using the same | |
| US6832652B1 (en) | Ultra low density cementitious slurries for use in cementing of oil and gas wells | |
| US6173778B1 (en) | Storable liquid systems for use in cementing oil and gas wells | |
| US5305831A (en) | Blast furnace slag transition fluid | |
| US5866517A (en) | Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore | |
| US7485185B2 (en) | Cementing compositions containing substantially spherical zeolite | |
| US5030366A (en) | Spacer fluids | |
| US4450009A (en) | Method of preparing a light weight cement composition from sea water | |
| US5113943A (en) | Spacer fluids | |
| US6106603A (en) | Stable suspension of hydrocolloids and superplasticizer | |
| US4047567A (en) | Oil well cementing process | |
| CA2223731A1 (en) | Stable suspension of hydrocolloids | |
| CA2510951A1 (en) | Reactive sealing compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean formations and methods | |
| US4461644A (en) | Light weight composition and a method of sealing a subterranean formation | |
| WO2021162712A1 (en) | Geopolymer cement for use in subterranean operations | |
| WO2012166350A1 (en) | A drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition | |
| Ogbonna et al. | The secondary effects of lignosulfonate cement retarder on cement slurry properties | |
| AU2011325441A1 (en) | Retarded cement compositions and methods for well completions | |
| US20060005966A1 (en) | Methods of reducing the impact of a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent on a cement slurry | |
| WO2007122395A2 (en) | Compositions comprising maltodextrin and associated methods | |
| CA2049518A1 (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions | |
| WO2023183008A1 (en) | Methods of making and using a thixotropic cement composition | |
| EP0124303A2 (en) | Cement composition for sealing a subterranean formation | |
| CA2076332A1 (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions |