NO324115B1 - Storkningsbare tiksotropiske forbindelser og fremgangsmater for anbringelse av en plugg, dannelse av en plugg og sementering av et ror i et borehull ved anvendelse av disse forbindelsene - Google Patents
Storkningsbare tiksotropiske forbindelser og fremgangsmater for anbringelse av en plugg, dannelse av en plugg og sementering av et ror i et borehull ved anvendelse av disse forbindelsene Download PDFInfo
- Publication number
- NO324115B1 NO324115B1 NO19973095A NO973095A NO324115B1 NO 324115 B1 NO324115 B1 NO 324115B1 NO 19973095 A NO19973095 A NO 19973095A NO 973095 A NO973095 A NO 973095A NO 324115 B1 NO324115 B1 NO 324115B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- thixotropic
- solidifiable
- cement
- area
- compound
- Prior art date
Links
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title claims description 34
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 title claims description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 46
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 15
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 3
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000003723 Smelting Methods 0.000 claims description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 23
- 229940094522 laponite Drugs 0.000 description 15
- XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B lithium magnesium sodium silicate Chemical compound [Li+].[Li+].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Na+].[Na+].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3 XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 8
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 7
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 7
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 4
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 3
- 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 3
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 3
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 3
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 3
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonic acid Chemical compound COC1=CC=CC(CC(CS(O)(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS(O)(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- PGNYGWRFIFYBKV-UHFFFAOYSA-N [Mg].[Li].[Na] Chemical compound [Mg].[Li].[Na] PGNYGWRFIFYBKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- AGWMJKGGLUJAPB-UHFFFAOYSA-N aluminum;dicalcium;iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Ca+2].[Ca+2].[Fe+3] AGWMJKGGLUJAPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JHLNERQLKQQLRZ-UHFFFAOYSA-N calcium silicate Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] JHLNERQLKQQLRZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012241 calcium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- ZOMBKNNSYQHRCA-UHFFFAOYSA-J calcium sulfate hemihydrate Chemical group O.[Ca+2].[Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O ZOMBKNNSYQHRCA-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 235000011132 calcium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- HOOWDPSAHIOHCC-UHFFFAOYSA-N dialuminum tricalcium oxygen(2-) Chemical compound [O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[Al+3].[Al+3].[Ca++].[Ca++].[Ca++] HOOWDPSAHIOHCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052919 magnesium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019792 magnesium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J sodium diphosphate Chemical group [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 235000019818 tetrasodium diphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 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
-
- 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
- C04B14/00—Use of inorganic materials as fillers, e.g. pigments, for mortars, concrete or artificial stone; Treatment of inorganic materials specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone
- C04B14/02—Granular materials, e.g. microballoons
- C04B14/04—Silica-rich materials; Silicates
- C04B14/10—Clay
- C04B14/106—Kaolin
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
-
- 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
- C04B2103/0085—Thixotropic 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
- C04B2201/00—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values
- C04B2201/10—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values for the viscosity
Description
Denne oppfinnelse angår størkningsbare tiksotropiske forbindelser, og fremgangsmåter for anbringelse av en plugg i et område rundt en perforert foring i et borehull, dannelse av en plugg i et område i en brønn og sementering av rør i et borehull ved anvendelse av forbindelsen.
Tiksotropiske materialer har den egenskap at de er fluide under skjærkraft-påvirkning, men at de utvikler en gelstruktur og blir selvbærende i hvile. Prosessen er reversibel. Tiksotropiske sementer, som er tynne og fluide under blanding og anbringelse, men som reversibelt danner en stiv gelstruktur når pumpingen opp-hører, er egnet ved forskjellige oljebrønnanvendelser. Tiksotropiske sementsystemer anvendes for eksempel til igjenplugging av soner med tapt sirkulasjon både under bérings- og sementeringsoperasjoner, til reparering av ødelagte eller korroderte brønnrør, som injiseringsmørtel og for begrensing av ringroms-gassvandring i en del situasjoner. Slike systemer er også blitt anvendt i situasjoner hvor svake formasjoner eksponeres og ellers ville sprekke under det hydrostatiske trykk av en sementkolonne; med en tiksotropisk sement minker det hydrostatiske trykk av ko-lonnen etter hvert som sementen dannes til gel.
Det er kjent forskjellige tiksotropiske sementsystemer innenfor teknikkens stand, innbefattende følgende: 1. Leire-baserte systemer. Disse omfatter typisk portlandsement og bentonitt-leire. 2. Kalsiumsulfat-baserte systemer. Materialet som anvendes i størst utstrek-ning for dette formål, er kalsiumsulfat-hemihydrat. Se for eksempel US-patent 3 847 635. 3. Aluminiumsulfat/jern(ll)sulfat-systemer. Se for eksempel US-patent 4 415 367.
4. Tverrbundne cellulosepolymersystemer. Se for eksempel US-patent
3 959 003, 3 804 174 og 4 524 828. 5. Blandede metallhydroksidsystemer. Se for eksempel US-patent 4 822 421.
De kjente tiksotropiske sementsystemer har forskjellige begrensninger, og én av disse er at det tar betydelig tid for en gelstruktur å utvikles ved fjerning av skjærkraft: i beste fall er dette i størrelsesordenen flere minutter og kan være vesentlig lenger, idet det eventuelt nærmer seg tidsskalaen i løpet av hvilken sementen størkner. Dette kan representere problemer i visse situasjoner.
I henhold til ett aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en størkningsbar tiksotropisk forbindelse, som innbefatter et tiksotropisk og et størkn i ngsbart materiale og som er i stand til reversibel geldannelse ved en kolloidal mekanisme og er i stand til å nå sin i det vesentlige maksimale gelstyrke med en geldannelsestid på under 60 sekunder, idet det tiksotropiske materialet omfatter en syntetisk smektittleire av kolloidtype, og det størkningsbare materiale omfatter et sementmateriale, der tiden det tar for forbindelsen å størkne, er vesentlig lengre enn geldannelsestiden.
Ved et ytterligere aspekt tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for anbringelse av en plugg i et område rundt en perforert foring i et borehull, spesielt et generelt horisontalt borehull, hvilken fremgangsmåte omfatter: anbringelse av et par tetninger inne i f6ringen hvor pluggen skal anbringes, idet tetningene er atskilt med mellomrom slik at de både avgrenser både et kammer inne i foringen som innbefatter en perforering og dessuten et område som skal igjenplugges utenfor foringen; og et for-bestemt volum av størkningsbart tiksotropisk materiale i henhold til oppfinnelsen pumpesav inn i kammeret og via perforeringen inn i området som skal igjenplugges, hvilket for-bestemt volum av materiale er tilstrekkelig til fortrenging av hovedsakelig alle andre fluider fra området som skal igjenplugges.
Et annet aspekt ved oppfinnelsen er en fremgangsmåte for dannelse av en plugg i et område i en brønn, ved hvilken fremgangsmåte et volum av størknings-bar tiksotropisk forbindelse ifølge oppfinnelsen pumpes inn i området, hensiktsmessig via egnet tetningsapparat så som et par områdeavgrensende tetninger, hvilket volum er tilstrekkelig til fortrenging av hovedsakelig alle andre fluider fra området som skal igjenplugges.
Ved et ytterligere aspekt tilveiebringer oppfinnelsen også en fremgangsmåte for sementering av et foringsrør eller et rør i et borehull, som omfatter at det i et ringrom mellom en ytre overflate av foringsrøret eller rørets og veggen i borehullet innføres en størkningsbar tiksotropisk forbindelse ifølge oppfinnelsen; og forbindelsen får størkne.
Forbindelsen ifølge oppfinnelsen geldannes med en geldannelsestid på under 60 sekunder, fortrinnsvis under 30 sekunder, mer foretrukket under 10 sekunder.
Det er ønskelig at en gelskjærkraft-flytegrense på minst 100 Pascal (Pa), typisk 150-300 Pa, og eventuelt opp til 500 Pa, blir utviklet under geldannelsestiden.
Forbindelsen når fortrinnsvis hovedsakelig sin maksimale gelstyrke (dvs. minst ca. 90% av den maksimale verdi) innenfor geldannelsestiden og oppretthol-der denne verdi (dvs. holder seg innenfor ca. 20% av denne verdi) i et utstrakt tidsrom (dvs. minst 2 timer) inntil størkningen har startet.
Det er ønskelig at forbindelsen har lav viskositet for at den lett skal kunne pumpes, og det er passende at det har en viskositet på under 30 Bearden-enheter ifølge måling i en standard-oljefeltkonsistensmåler.
Forbindelsen er fortrinnsvis blandbar i standard oljefeltsementblandings-utstyr.
Tiden det tar for materialet til å størkne (størkningstiden) er vesentlig lengre enn geldannelsestiden, typisk minst 2 timer og eventuelt opp til 8 timer eller mer. Hvis således materialstrømningen stopper, selv i et lengre tidsrom, vil det likevel være mulig å gjenoppta pumpingen. Gelen er fortrinnsvis reversibel inntil størkning har funnet sted.
Geldannelsestiden og størkningstiden for forbindelsen er fortrinnsvis separat regulerbare slik at det er mulig å fremstille en forbindelse med ønskede kombi-nasjoner av geldannelses- og størkningstider, f.eks. et hurtig-geldannende/langsomt-størknende materiale, et hurtig-geldannende/hurtigstørknende materiale osv. Størkningstiden reguleres typisk ved anvendelse av retardatorer på en måte som er velkjent for fagfolk på området.
Forbindelsens egenskaper i størknet form, innbefattende styrke, porøsitet, grenseflatebinding til stein og stål/plaststoffer kan tilpasses slik at det passer til den påtenkte anvendelse for forbindelsen.
Forbindelsen har fortrinnsvis de egenskaper og den yteevne som er spesi-fisert ovenfor under betingelsene nede i borehullet. Disse innbefatter typisk temperaturer i området 50-150°C og eventuelt høyere, samt trykk på opp til 100 MPa og eventuelt høyere. Forbindelsen bør også kunne mestre miljøfaktorer så som det variable og noen ganger høye saltinnhold, samt hardheten av borehull-fluider samt tilstedeværelse av hydrokarboner og partikkelformig materiale.
Det finnes en rekke kjente tiksotropiske substanser, blant annet sterkt vek-selvirkende partikkelformige og molekylære typer. I det første tilfelle omfatter tiksotropiske materialer et finkornet (med en middel-partikkelstørrelse med mak-simumsdimensjon på under 1 |am) uorganisk kolloid, spesielt finkornede leirarter, særlig smektittleirarter, f.eks. hektoritter.
I den foreliggende oppfinnelsen anvendes syntetiske smektittleire-kolloidtyper, og det er blitt oppnådd gode resultater med den syntetiske leire kjent som Laponite RDS fra Laporte (Laponite er et varemerke tilhørende Laporte In-dustries Limited). Laponite er en syntetisk trioktaedrisk smektitt som likner på den naturlige leire hektoritt. Laponite RDS er et laglagt vannholdig natriumlitium-magnesiumsilikat modifisert med tetranatriumpyrofosfat. Det er i form av et frittstrømmende pulver som lett dispergeres i vann. I konsentrasjoner på under ca. 10 vekt% i vann danner det en stabil sol. De individuelle leire-småplater i solen har en diameter på ca. 250 Å og en tykkelse på ca. 10 Å, med en negativ flatelad-ning og en positiv kantladning.
Generelt finnes det en rekke kjente størkningsbare materialer, innbefattende følgende: 1. Sementmaterialer, f.eks. sementtyper, spesielt portlandsementtyper, smel-teovn ss lagg, flygeaske/kalk-blandinger og blandinger av disse materialer.
2. Andre keramikkdannende materialer.
3. Polymere materialer, f.eks. varmestivnende polymerer osv.
Det kan anvendes hensiktsmessige blandinger av størkningsbare materialer. I den foreliggende oppfinnelse anvendes sementmaterialer (gruppe 1 over).
De tiksotropiske og størkningsbare materialer bør velges slik at de er forenlige med hverandre, på kjent måte.
Forbindelsen kan innbefatte andre forenlige bestanddeler så som additiver som vanligvis anvendes i oljefelt-sement. Siden det størkningsbare materiale er
en sement, vil det vanligvis bli innlemmet en sementretardator. Egnede retardatorer er kjent for fagfolk på området og innbefatter for eksempel natrium- eller kalsi-umsaltene av lignosulfonsyrer. Videre kan det innarbeides et overflateaktivt middel som virker som dispergeringsmiddel og/eller sementretardator. Antiskummings-midler kan også innarbeides. Avhengig av den påtenkte anvendelse av forbindelsen kan det innarbeides andre materialer som fyllstoffer. Andre vanlige
forbindelsen kan det innarbeides andre materialer som fyllstoffer. Andre vanlige additiver kan også innarbeides, under forutsetning av at de ikke vekselvirker med materialets geldannende egenskaper.
Det er blitt oppnådd gode resultater med blandinger av Laponite RDS og portlandsement, spesielt i klasse A og G. Disse sementtyper er hovedsakelig kal-siumoksid og silisiumdioksid med mindre mengder av jernoksid, aluminiumoksid, svoveltrioksid og andre spornivåforbindelser. De kjemiske forbindelser som inngår i de størknede vannfrie sementtyper, innbefatter trikalsiumaluminat, dikalsiumsili-kat og tetrakalsiumaluminoferritt. Typiske blandinger omfatter 3-6 vekt% Laponite RDS, basert på vannmengden, med et vann/sement-forhold på ca. 50%.
For dannelse av tiksotropiske oppslemninger er det nødvendig å for-hydratisere Laponite RDS med vann under dannelse av en sol. Når sementpulver eller annet fint faststoff tilsettes til dette fluid, eller når elektrolyttkonsentrasjonen økes til innenfor et passende område, dannes det hurtig en tiksotropisk gel. Flui-det kan lett pumpes, men når skjærkraften opphører, blir sementen hurtig dannet til gel (på omtrent noen få sekunder) og blir immobil. Etter lange tidsrom (timer) hydratiseres sementen under dannelse av et sterkt elastisk faststoff med lav gjen-nomtrengelighet for fluider. Sementens størkningstid kan reguleres på vanlig måte ved anvendelse av tradisjonelle sementretardatormidler så som natrium- eller kal-siumsalter av lignosulfonsyrer. Et viktig trekk ved dette tiksotropiske sementsys-tem er at den hurtige geldannelse forringes via en kolloidal mekanisme som generelt er atskilt fra hydratiseringskjemien for de reagerende sementmineraler. Følge-lig utkoples de tiksotropiske egenskaper og størkningsegenskapene og kan reguleres separat.
Den tiksotropiske forbindelsen ifølge oppfinnelsen finner generelt anvendelse ved oljebrønnanvendelser, innbefattende slike som er nevnt ovenfor. Materialet finner også spesiell anvendelse ved teknikker for komplettering av horisontale brønner komplettert med slissede eller for-b6rede foringer, som beskrevet i internasjonal patentsøknad WO-95/00739.
Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet ytterligere ved illustrasjon i følgende eksempler og med henvisning til den medfølgende tegning, hvor den eneste figur er et diagram over skjærkraft-flytegrense i Pa sammenstilt med tiden i sekunder, som viser flytegrenseutvikling for et tiksotropisk sementpreparat ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Eksempler
Det ble laget en tiksotropisk sement ifølge oppfinnelsen av 10,2 g Laponite RDS, 3,5 g Dowell D013, 340 g vann og 700 g portlandsement (klasse G). Dowell D013 er en varemerkebeskyttet sementhydratiseringsretardator som omfatter natrium- eller kalsiumsalt av lignosulfonsyre, som leveres fra Dowell.
Laponite RDS blandes med ledningsvann ved romtemperatur og -trykk ved høy skjærkraft, fortrinnsvis i minst 1 time, for fullstendig hydratisering av leiren og dannelse av en godt dispergert sol. Dowell D013 tilsettes til den resulterende sol, som underkastes skjærkraft i tilstrekkelig grad til at det dannes en homogen blanding. I tillegg til at Dowell D013 virker som en sementhydratiserings-retardator, forhindrer den dannelse av fritt vann når oppslemningen er i ro. For forhindring av at luft medføres i noen betydelig grad under blanding av dette fluid kan det eventuelt tilsettes et polyeterpolyol-antiskummingsmiddel så som det som finnes i Dowell D047 (leveres fra Dowell), i en konsentrasjon på 1 vekt%, basert på blande-vannet. Sementpulveret tilsettes langsomt til blandingen under anvendelse av en blander av typen Waring ved en hastighet på 4000 omdr. pr. min., typisk i løpet av et tidsrom på 10 minutter.
Denne fremgangsmåte resulterer i dannelse av en oppslemning som ikke utvikler fritt vann, oppviser tiksotropiske egenskaper opp til temperaturer på minst 85°C og er lett pumpbar. Like etter blanding oppviser denne oppslemning, når den får stå i ro, hurtig forandring når det gjelder flytegrense, som vist på den medføl-gende figur. Diagrammet viser hurtig geldannelse fra en begynnelses-skærkraftflytegrense etter 2 sekunder i ro på ca. 60 Pa, som hurtig øker til et pla-tånivå på ca. 210 Pa. Gelstyrken forblir omtrent på dette nivå over et lengre tidsrom, og gelen forblir hurtig og reversibelt tiksotropisk i løpet av denne tid. Sementen har en størkningstid på over 8 timer ved romtemperatur.
Det er blitt blandet en liknende oppslemning i stor målestokk under anvendelse av standard industriblandeutstyr, nemlig en resirkuleringsblander av typen Dowell RMX.
Ved variering av mengden av anvendt Dowell D013, f.eks. fra 0,15 til 0,5 vekt% av sementpulver, kan størkningstiden for sementen ved hvilken som helst gitt temperatur varieres etter ønske. For eksempel viser en oppslemning med vann til et sementforhold på 0,47 inneholdende 0,2 vekt% D013, basert på sementen, og 1,53% Laponitt RDS, en størkningstid ved 85°C på 160 minutter. Materialets geldannelses- og størkningsegenskaper kan således reguleres separat.
For omdannelse av Laponite RDS-sol til en gel er det funnet at det må væ-re tilstede en kritisk konsentrasjon av kationer. Når det for eksempel anvendes
kalsium-ioner tilsatt til en konsentrasjon på 3% av Laponite RDS, kan det dannes en gel når kalsiumionekonsentrasjonen er større enn 20 mmol/l. Når sement tilsettes til en løsning av Laponite RDS, trekkes kalsium-ioner i løsning fra de forskjellige sementmineralfaser, og dette er tilstrekkelig til aktivering av geldannelse. Det er imidlertid viktig å unngå et for høyt nivå av kalsium-ioner, idet overskudd av di-valente ioner forårsaker flokkulering av leiren og tap av tiksotropisitet. Ved at en del av sementen erstattes med silikamel kan topp-kalsiumionemengden av den vandige fase av oppslemningen ved blanding reduseres til innenfor et akseptabelt område, hvis nødvendig. Samme effekt kan oppnås ved øking av oppslemningens vann/faststoff-forhold.
Ved passende variering av utformningen kan det fremstilles en forbindelse med egenskaper som passer til spesielle påtenkte anvendelser. Ytterligere typiske utformninger er som følger.
40°C
Vann/faststoff-forhold 0,55-0,57
Portlandsement klasse G
40-42 vekt% silika-mel, basert på sementen
Laponite RDS 3,0-4,0 vekt%, basert på vannet
Sement-retardatorer (Dowell D013) for justering av størkningstiden
88°C
Volumfraksjon av faststoffer - 50%
Portlandsement klasse G
49 vekt% silika-mel, basert på sementen
3,2 vekt% Laponite RDS, basert på vannet
Sement-retardatorer (Dowell D801/D093) for justering av størkningstiden.
Claims (7)
1. Størkningsbar tiksotropisk forbindelse,
karakterisert ved at den innbefatter et tiksotropisk og et størkningsbart materiale og er i stand til reversibel geldannelse ved en kolloidal mekanisme og er i stand til å nå sin i det vesentlige maksimale gelstyrke med en geldannelsestid på under 60 sekunder, idet det tiksotropiske materialet omfatter en syntetisk smektittleire av kolloidtype, og det størkningsbare materiale omfatter et sementmateriale, der tiden det tar for forbindelsen å størkne, er vesentlig lengre enn geldannelsestiden.
2. Forbindelse ifølge krav 1,
karakterisert ved at sementmaterialet er valgt fra portlandsementtyper, smelteovnsslagg, flygeaske/kalk-blandinger samt blandinger av disse materialer.
3. Forbindelse ifølge krav 1,
karakterisert ved at forbindelsen dessuten omfatter en sementretardator.
4. Forbindelse ifølge krav 1,
karakterisert ved at tiden det tar for forbindelsen å størkne, er minst 2 timer.
5. Fremgangsmåte for anbringelse av en plugg i et område rundt en perforert foring i et borehull, spesielt et generelt horisontalt borehull,
karakterisert ved at den omfatter de trinn at
det anbringes et par tetninger inne i foringen hvor pluggen skal anbringes, idet tetningene er atskilt med mellomrom slik at de avgrenser både et kammer inne i foringen som innbefatter en perforering, og dessuten et område som skal igjenplugges utenfor foringen;
og et for-bestemt volum av størkningsbar tiksotropisk forbindelse ifølge krav 1 pumpes inn i kammeret og via perforeringen inn i området som skal igjenplugges, hvilket for-bestemt volum av materiale er tilstrekkelig til fortrenging av hovedsakelig alle andre fluider fra området som skal igjenplugges.
6. Fremgangsmåte for dannelse av en plugg i et område i en brønn, karakterisert ved at den omfatter det trinn at et volum av størkningsbar tiksotropisk forbindelse i henhold til krav 1 pumpes inn i området, hensiktsmessig via egnet tetningsapparat så som et par områdebegrensende tetninger, hvilket volum er tilstrekkelig til fortrenging av hovedsakelig alle andre fluider fra området som skal igjenplugges.
7. Fremgangsmåte for sementering av et foringsrør eller rør i et borehull, karakterisert ved at den omfatter de trinn at det i et ringrom mellom en ytre overflate av féringsrøret eller røret og veggen i borehullet innføres en størk-ningsbar tiksotropisk forbindelse ifølge krav 1; og forbindelsen får størkne.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB9500089.9A GB9500089D0 (en) | 1995-01-04 | 1995-01-04 | Thixotropic materials |
PCT/GB1995/002930 WO1996020899A1 (en) | 1995-01-04 | 1995-12-15 | Thixotropic materials |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO973095D0 NO973095D0 (no) | 1997-07-03 |
NO973095L NO973095L (no) | 1997-09-03 |
NO324115B1 true NO324115B1 (no) | 2007-08-27 |
Family
ID=10767584
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19973095A NO324115B1 (no) | 1995-01-04 | 1997-07-03 | Storkningsbare tiksotropiske forbindelser og fremgangsmater for anbringelse av en plugg, dannelse av en plugg og sementering av et ror i et borehull ved anvendelse av disse forbindelsene |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6279655B1 (no) |
AU (1) | AU4185396A (no) |
CA (1) | CA2209516C (no) |
GB (2) | GB9500089D0 (no) |
NO (1) | NO324115B1 (no) |
WO (1) | WO1996020899A1 (no) |
Families Citing this family (50)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5989336A (en) * | 1997-07-08 | 1999-11-23 | Atlantic Richfield Company | Cement composition |
DE19933176A1 (de) * | 1999-07-15 | 2001-01-18 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Verfahren zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen |
US6457523B1 (en) | 2000-07-07 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed thixotropic cement compositions and methods |
US6659178B2 (en) | 2002-03-14 | 2003-12-09 | Wzi, Inc. | Apparatus and method for sealing well bores and bore holes |
US6739414B2 (en) * | 2002-04-30 | 2004-05-25 | Masi Technologies, L.L.C. | Compositions and methods for sealing formations |
US6823939B2 (en) * | 2002-05-15 | 2004-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores |
US6951250B2 (en) | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
US9512346B2 (en) * | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
WO2006042064A2 (en) * | 2004-10-11 | 2006-04-20 | Hagquist James Alroy E | Composition inhibiting the expansion of fire, suppressing existing fire, and methods of manufacture and use thereof |
US8703659B2 (en) | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
US7267174B2 (en) | 2005-01-24 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement |
US20070065538A1 (en) * | 2005-09-16 | 2007-03-22 | Husky Injection Molding Systems Ltd. | Molding system having valve including pump |
US7757765B2 (en) * | 2007-01-26 | 2010-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole preparation and use of thixotropic cement slurries |
US20080289812A1 (en) * | 2007-04-10 | 2008-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | System for downhole packing |
US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
US8586512B2 (en) * | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
US8476203B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
US9199879B2 (en) * | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
US7740066B2 (en) * | 2008-01-25 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additives for high alumina cements and associated methods |
US7617872B1 (en) * | 2008-05-09 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for perforated well sand control |
EP2135914A1 (en) | 2008-06-18 | 2009-12-23 | Schlumberger Holdings Limited | Method for providing thixotropy to fluids downhole |
US8403047B2 (en) * | 2009-01-30 | 2013-03-26 | Conocophillips Company | In-situ zonal isolation for sand controlled wells |
US9580638B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of synthetic smectite in set-delayed cement compositions |
US9534165B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions and methods of use |
US10202751B2 (en) | 2012-03-09 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
US9790132B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice 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 |
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 |
US9505972B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation treatment fluids comprising pumice and associated methods |
US10195764B2 (en) | 2012-03-09 | 2019-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
US9328583B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
US8851173B2 (en) | 2012-03-09 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
US20140096954A1 (en) * | 2012-10-04 | 2014-04-10 | Geosierra Llc | Method of developing subsurface barriers |
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 |
WO2015076838A1 (en) | 2013-11-25 | 2015-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Novel cement composition for lost circulation application |
JP6843047B2 (ja) | 2014-12-05 | 2021-03-17 | ユニバーシティ オブ フロリダ リサーチ ファンデーション インコーポレーティッド | 支持体として相変化物質を用いた3d印刷 |
WO2016130953A1 (en) | 2015-02-13 | 2016-08-18 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | High speed 3d printing system for wound and tissue replacement |
GB2550313B (en) * | 2015-04-07 | 2022-02-09 | Halliburton Energy Services Inc | Engineering methodology to treat severe loss zones with thixotropic cement system |
EP3294869A4 (en) | 2015-05-08 | 2019-03-06 | University of Florida Research Foundation, Inc. | GROWTH MEDIUM FOR THREE DIMENSIONAL CELL CULTURE |
US11027483B2 (en) | 2015-09-03 | 2021-06-08 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | Valve incorporating temporary phase change material |
WO2017096263A1 (en) | 2015-12-04 | 2017-06-08 | University Of Florida Research Foundation, Incorporated | Crosslinkable or functionalizable polymers for 3d printing of soft materials |
EP3181535A1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-06-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods for measuring air entrainment in a composition |
CN105753398B (zh) * | 2016-01-21 | 2018-08-07 | 湖南工业大学 | 一种环保墙体高强度高阻隔轻质发泡材料 |
US11124644B2 (en) | 2016-09-01 | 2021-09-21 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | Organic microgel system for 3D printing of silicone structures |
MX2019007188A (es) * | 2017-01-17 | 2019-09-05 | Halliburton Energy Services Inc | Fluidos de tratamiento que comprenden silicatos sinteticos y metodos para su uso. |
US11780775B2 (en) * | 2019-07-19 | 2023-10-10 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Cement compositions containing phyllosilicate and methods of use |
CN114427378B (zh) * | 2020-09-21 | 2024-03-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种断溶体油藏选择性堵水段塞设计方法 |
CN112279592A (zh) * | 2020-11-02 | 2021-01-29 | 南通城市轨道交通有限公司 | 一种富水地层用抗水分散型同步注浆材料 |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3227213A (en) * | 1965-04-16 | 1966-01-04 | Halliburton Co | Well cementing method |
GB1213122A (en) * | 1966-09-12 | 1970-11-18 | Laporte Industries Ltd | Clays |
US3563313A (en) * | 1969-07-25 | 1971-02-16 | Dow Chemical Co | Well cementing method using quick gelling cement |
US3959003A (en) | 1972-04-10 | 1976-05-25 | Halliburton Company | Thixotropic cementing compositions |
US3847635A (en) | 1973-07-18 | 1974-11-12 | United States Gypsum Co | Thixotropic cementitious composition and process |
US3804174A (en) | 1973-07-20 | 1974-04-16 | Halliburton Co | Well cementing method using thixotropic |
US3866683A (en) * | 1974-02-01 | 1975-02-18 | Union Oil Co | Method for placing cement in a well |
US4199625A (en) * | 1978-06-02 | 1980-04-22 | The Dow Chemical Company | Rendering porous structures impermeable by treatment with pH insensitive gelable compositions of amide polymers |
US4415367A (en) | 1978-09-18 | 1983-11-15 | The Dow Chemical Company | Pumpable thixotropic cement slurries for use in cementing pipes in a well |
US4235291A (en) * | 1978-10-16 | 1980-11-25 | Mobil Oil Corporation | Treating wells to mitigate flow-after-cementing |
US4202413A (en) * | 1978-11-15 | 1980-05-13 | Mobil Oil Corporation | Well cementing process using presheared water swellable clays |
US4524828A (en) | 1983-10-11 | 1985-06-25 | Halliburton Company | Method of using thixotropic cements for combating gas migration problems |
EP0238485A1 (en) * | 1985-09-30 | 1987-09-30 | Pumptech N.V. | Process for plugging a subterranean formation |
GB2187727A (en) * | 1986-03-14 | 1987-09-16 | Coal Ind | Rapid gelling compositions |
US4822421A (en) | 1988-03-04 | 1989-04-18 | The Dow Chemical Company | Thixotropic cement compositions |
TW223043B (no) * | 1991-11-30 | 1994-05-01 | Laporte Industries Ltd | |
DE4228178A1 (de) * | 1992-08-25 | 1994-03-03 | Bergwerksverband Gmbh | Verfahren zur Anwendung eines Kunstharzsystems |
GB9313081D0 (en) * | 1993-06-25 | 1993-08-11 | Pumptech Nv | Selective zonal isolation of oil wells |
-
1995
- 1995-01-04 GB GBGB9500089.9A patent/GB9500089D0/en active Pending
- 1995-12-15 CA CA002209516A patent/CA2209516C/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-12-15 AU AU41853/96A patent/AU4185396A/en not_active Abandoned
- 1995-12-15 WO PCT/GB1995/002930 patent/WO1996020899A1/en active Application Filing
- 1995-12-22 GB GB9526316A patent/GB2296713B/en not_active Expired - Fee Related
-
1997
- 1997-07-03 NO NO19973095A patent/NO324115B1/no not_active IP Right Cessation
-
2000
- 2000-03-17 US US09/527,911 patent/US6279655B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO973095D0 (no) | 1997-07-03 |
GB2296713A (en) | 1996-07-10 |
WO1996020899A1 (en) | 1996-07-11 |
GB2296713B (en) | 1998-07-22 |
NO973095L (no) | 1997-09-03 |
GB9526316D0 (en) | 1996-02-21 |
GB9500089D0 (en) | 1995-03-01 |
US6279655B1 (en) | 2001-08-28 |
CA2209516C (en) | 2008-06-10 |
AU4185396A (en) | 1996-07-24 |
CA2209516A1 (en) | 1996-07-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO324115B1 (no) | Storkningsbare tiksotropiske forbindelser og fremgangsmater for anbringelse av en plugg, dannelse av en plugg og sementering av et ror i et borehull ved anvendelse av disse forbindelsene | |
US11932806B2 (en) | Passivated cement accelerator | |
CA2579295C (en) | Chemically bonded phosphate ceramic sealant formulations for oil field applications | |
US5158613A (en) | Cement slurry | |
CA2930853C (en) | In situ refractory binder compositions | |
US11242479B2 (en) | Geopolymer cement for use in subterranean operations | |
US10793764B2 (en) | Low density cementitious compositions for use at low and high temperatures | |
NO314233B1 (no) | Oljebronn-sementoppslemminger, samt fremgangsmate for bronnsementering | |
EP2077978A1 (en) | Ultra low density cement compositions and methods of making same | |
WO2010004259A1 (en) | Sorel cements and methods of making and using same | |
JP6280656B2 (ja) | 耐腐食性の耐火バインダー組成物、並びに油井仕上げ作業及び生産作業 | |
Al-Yami | An overview of different chemicals used in designing cement slurries for oil and gas wells | |
Cadix et al. | Cementing additives | |
CN111040747B (zh) | 长水平段水平井固井可固化前置液及其应用 | |
CN105829642B (zh) | 包含浮石的延迟凝固的水泥组合物和相关联方法 | |
CN113307586A (zh) | 一种无机胶凝油水井堵漏材料的制备及应用方法 | |
US11427745B2 (en) | Agglomerated zeolite catalyst for cement slurry yield enhancement | |
Otaraku et al. | Effect of locally synthesized cement retarder on the setting time and rheological properties of cement slurry | |
Bensted | Admixtures for oilwell cements | |
US11773310B2 (en) | Accelerated cement composition for reducing corrosion of wellbore casings | |
CN116262656A (zh) | 一种固井用低密度水泥浆及其制备方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, POSTBOKS 449 SENTRUM, 0104 OSLO, |
|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |