NO324879B1 - Fremgangsmate for a sementere et borehull - Google Patents
Fremgangsmate for a sementere et borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO324879B1 NO324879B1 NO19994952A NO994952A NO324879B1 NO 324879 B1 NO324879 B1 NO 324879B1 NO 19994952 A NO19994952 A NO 19994952A NO 994952 A NO994952 A NO 994952A NO 324879 B1 NO324879 B1 NO 324879B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cement
- weight
- relation
- borehole
- slurry
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 85
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 28
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 25
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 claims description 24
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 24
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 21
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 21
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 13
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M iron chloride Chemical compound [Cl-].[Fe] FBAFATDZDUQKNH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical group Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910021577 Iron(II) chloride Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 9
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 229910015449 FeCU Inorganic materials 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group 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 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- -1 admixtures Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage 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
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
- C04B22/08—Acids or salts thereof
- C04B22/12—Acids or salts thereof containing halogen in the anion
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/04—Portland cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C04B40/0028—Aspects relating to the mixing step of the mortar preparation
- C04B40/0039—Premixtures of ingredients
-
- 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
Description
Den foreliggende oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for å sementere et borehull.
Sement oppdeles i forskjellige klasser avhengig av deres kjemiske og fysiske egenskaper og deres anvendelse. F.eks. oppdeler "the American Society for Testing and Materials" (ASTM) sement i forskjellige typer. ASTM-klassene for sement varierer fra type I til og med type V. I olje- og gassbrønnkonstruksjonsindustrien har "the American Petroleum Institute" (API) satt standarder for forskjellige sementklasser, tilsvarende til de som er etablert av ASTM. API har oppdelt sement for anvendelse i olje- og gassbrenner i åtte forskjellige klasser, klasse A til og med H. Da strengere krav er nødvendig for noen typer sement for å sikre tilfredsstillende ytelse av sementen og sementslurryen, er det nødvendig å ha disse forskjellige klassene. Sement og sementslurryer som pumpes inne i olje- og gassbrønnhull utsettes for forskjellige energityper. Denne energien er hovedsakelig kinetisk og termodynamisk energi som har forskjellige intensiteter og varighetsnivåer som påvirker sementens hydratiseringshastighet, morfologi og slurryegenskaper.
Konstruksjonstypesement er vanligvis tilgjengelig fra flere produsenter og er svært billig sammenlignet med sement som anvendes ved sementering av olje- og gassbrønner. Disse konstruksjonstypesementene inneholder vanligvis fra 0,75% til ca. 3,0% alkalisulfat i forhold til vekten av sementen avhengig av om det er natrium, kalium eller doble metallsulfatsalter. Foretrukne oljebrønnsementer inneholder vanligvis mindre enn ca. 0,3% alkalisulfat i forhold til vekten av sementen.
Mens billige sementtyper eller konstruksjonstypesementer kan være egnet for et stort antall overflateanvendelser, tilfredsstiller de sjeldent kravene etablert av API for parametre slike som fortykningstid, fritt vann, sammenpresningsstyrke og kjemisk makeup. Sammensetningen til konstruksjonstypesementen varierer også fra produsent til produsent som gjør det vanskelig å forutse de fysiske egenskapene og herdetiden til den resulterende sementen og sementslurryen. Således blir konstruksjonstypesementer sjeldent, hvis overhodet, anvendt nede i borehull. Dette er spesielt tilfellet ved sementering av mellomrør og produksjonsrør i olje- og gassbrønner.
Da billige sementtyper allerede er tilgjengelige, vil det være en fordel å være i stand til å omdanne eller anvende dem i olje- og gassbrenner, særlig ved sementering av mellomrør og produksjonsrør. I tillegg kan andre sementtyper som imøtekommer eller ellers vil imøtekomme API-spesifikasjonene for oljebrønnsement ha uventede kvaliteter slik som dårlig reologi, marginal styrkeutvikling og dårlig respons på grunn av additiver, blandinger eller kontaminanter; det er derfor ofte ønskelig å øke reologien og ytelsen derav.
Ifølge et aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for sementering av et brønnhull som innbefatter følgende trinn: dannelse av en sementsammensetning som innbefatter en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en pumpbar slurry og fra 0,1% til 10% jernklorid i forhold til vekten av nevnte sement; pumpe slurryen inn i borehullet; og tillate at slurryen størkner inne i borehullet kjennetegnet ved at den hydrauliske sementen inneholder minst 0,3% alkalisulfat i forhold til vekten derav.
En foretrukken sementsammensetning innbefatter en blanding av sement med mer enn ca. 0,3% alkalisulfat i forhold til vekten av sementen og jernklorid, f.eks. jern(II)klorid (FeCy, jern(in)klorid (FeCU) eller blandinger derav, i en mengde i området fra ca. 0,1% til ca. 10,0% i forhold til vekten av tørr sement deri, og mer foretrukket i området fra ca. 0,5% til ca. 2,0% i forhold til vekten av tørr sement deri. En ytterligere annen foretrukken sementsammensetning ifølge oppfinnelsen innbefatter en blanding av Portland-sement som oppfyller API-spesifikasjonene for oljebrønnsement og jernklorid, f.eks. jern(n)klorid (FeCk), jern(in)klorid (FeCU) eller blandinger derav, i en mengde i området fra ca. 0,1 til ca. 10,0% i forhold til vekten av tørt sementmateriale deri, og mer foretrukket i området fra ca. 0,5% til ca. 2,0% i forhold til vekten av tørt sementmateriale deri.
En fremgangsmåte for sementering av et olje- og gassbrønnborehull utføres ved å tilsette vann til blandingen i en tilstrekkelig mengde til å danne en pumpbar slurry. Slurryen blir deretter pumpet til et utvalgt sted i borehullet og tillates å størkne.
Ifølge et annet aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for sementering av et borehull som innbefatter følgende trinn: a) bestemme alkalisulfatinnholdet til en hydraulisk sement som inneholder 0,3% eller mer alkalisulfat i forhold til vekten derav; b) bestemme mengden av fra 0,1 % til 10% j ernklorid i forhold til vekten av nevnte sement som kreves å bli tilsatt dertil for å tilfredsstille "the American Petroleum Institute"-spesifikasjon for olje- eller gassbrønnsement; c) danne en sementsammensetning som innbefatter den hydrauliske sementen, tilstrekkelig vann for å danne en pumpbar slurry og prosentmengden av jernklorid i forhold til vekten av sementen i sammensetningene bestemt i trinn b);
d) pumpe slurryen ned i borehullet; og
e) tillate at slurryen størkner i borehullet.
Fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen er foretrukket for anvendelse ved olje- og
gassbrønnboringsoperasjoner. Den foreliggende oppfinnelsen anvender jernklorider for signifikant å forbedre ytelsen av hydrauliske sementmaterialer slik som en hvilken som helst Portland-sement, særlig billige eller konstruksjonstypesementer som har høyt alkalisulfatinnhold, dvs. mer enn ca. 0,3% alkalisulfat i forhold til vekten av sementen.
Jernkloridforbindelser anvendt i den foreliggende oppfinnelsen inkluderer jern(II)klorid (FeCk), jern(UI)klorid (FeCh) og blandinger derav. Foretrukne
konstruksjonstypesementer, som ikke tilfredsstiller API-spesifikasjoner, er vanligvis tilgjengelige fra et antall produsenter og er svært billige sammenlignet med de høyere kvalitetene av sementer som anvendes ved sementering av olje- og gassbrønner. Fysisk tilfredstiller ikke konstruksjonstypesementene kravene for tykningstid og sammenpressingsstyrke nødvendig ved anvendelse i olj ebrønnsementeirngsoperasj oner.
Disse konstruksjonstypesementene eller billige sementer inneholder typisk fra ca. 0,75% til ca. 3,0% alkalisulfat i forhold til vekten av sementen avhengig av om de er natrium, kalium eller dobbelmetallsulfatsalter. Til sammenligning inneholder sementer som tilfredsstiller API-spesifikasjonene for oljebrønnsement typisk mindre enn ca. 03% alkalisulfat i forhold til vekten av sementen. Således er foretrukne hydrauliske sementer definert heri som de som har mer enn ca. 0,3% alkalisulfatinnhold i forhold til vekten av sementen.
De anvendte brønnsementsammensetningene oppfinnelsen innbefatter hydrauliske sementmaterialer slike som konstruksjonstypesementer eller billige hydrauliske sementer som har mer enn ca. 0,3% alkalisulfat i forhold til vekten av sementen, sementer som oppfyller API-spesifikasjonene for oljebrønnanvendelse og lignende; tilstrekkelig vann til å danne en pumpbar slurry; og jernklorid utvalgt fra gruppen som består av jern(II)klorid, jern(IH)klorid og blandinger derav. Jernkloridet er tilstede i en mengde i området fra ca. 0,1% til ca. 10,0% i forhold til vekten av det tørre sementmaterialet deri, og mer foretrukket i området fra ca. 0,5% til ca. 2,0% i forhold til vekten av det tørre sementmaterialet deri. I tillegg kan andre kjente additiver også inkluderes i sammensetningene som inkluderer fluidtapsadditiver; retardanter, dispergeirngsmidler og viskositetsreduksjonsmidler.
Vannet som anvendes i sementsammensetningene kan være vann fra en hvilken som helst kilde forutsatt at det ikke inneholder et overskudd av forbindelser som på negativ måte reagerer med eller på annen måte påvirker andre komponenter i sammensetningen. Foretrukket er ferskvann tilstede i området fra ca. 20% til ca. 150% i forhold til vekten av tørt sementmateriale deri.
For å evaluere påvirkningen fra jenklorid på sement for å forbedre karakteristikkene for anvendelse under underjordiske betingelser ble det utført tester som anvender forskjellige kommersielt tilgjengelige sementer som her mer enn 0,3% alkalisulfat i forhold til vekten av sementen, så vel som en Portland-sement som oppfyller API-spesifikasjonene for oljebrønnanvendelse. Tabell I viser resultatene fra testene utført ved anvendelse av forskjellige sementsammensetninger. Sammensetningene ble evaluert ved anvendelse av jern(in)kloridmengder som varierte fra 1,25% til 2,00% i forhold til vekten av tørr sement (bwoc) deri. Alle testene ble utført i henhold til API-spesifikasjon lOA-prosedyrene. Tabell II viser de korresponderende viskositetsavlesninger for prøvene vist i tabell I. Som det fremgår av resultatene fremsatt i tabell I, ble fortykningstidene for alle prøvene signifikant redusert ved tilsetning av jern(IH)klorid. Vann i en mengde som varierer fra ca. 38% til ca. 45% i forhold til vekten av tørt sementmateriale (bwoc) ble tilsatt for å bringe slurryene til deres ønskede konsistens. Mengden av jernklorid tilsatt i forhold til vekten av sementmaterialet avhenger av den ønskede fortykningstiden for den spesifikke applikasjonen og kravene, slik som sammenpressingsstyrke, fluidtapkontroll og gasskontrollegenskaper. Den virkelige mengden av jernklorid som kreves for forskjellige merker dårlig kvalitetssement kan også varieres og bør bestemmes ved labtesting før sementeringsjobben.
Som tidligere nevnt, kan noen sementtyper som oppfyller API-spesifikasjonene for oljebrønnsement ha uønskede kvaliteter slik som dårlig reologi, marginal styrkeutvikling og dårlig respons ovenfor andre additiver eller blandinger, f.eks. retardanter, akseleratordispergeringsmidler og fluidtapmidler. Derfor kan jernklorid tilsettes til et hvilket som helst hydraulisk sementmateriale, slik som Portland-sement eller lignende, hvis reologi og ytelse derved økes.
Etter at en sementsammensetning er formulert til en pumpbar slurry, blir den pumpet inn i et ønsket sted inne i borehullet. Sementeringen skjer vanligvis ved pumping av slurryen ned gjennom brønnféringsrøret. Et separat fluid blir deretter pumpet inn i brønnféringsrøret etter dette slik at sementslurryen tvinges eller klemmes ut av bunnen av foringsrøret og tilbake opp gjennom åpningen eller mellomrommet mellom utsiden av brønnféirngsrøret og borehullet til det ønskede stedet. Slurryen blir deretter tillatt å størkne in situ.
Den foreliggende oppfinnelsen har flere fordeler i at billig sement eller konstruksjonstypesement som har høyt alkalisulfatinnhold kan omdannes for anvendelse i olje- og gassbrønnkonstruksjoner. Jernkloridet endrer sementens kjemiske og fysiske egenskaper slik at sammenpressingsstyrken og fortykningstidene forbedres for å møte API-standardene. Videre er jernkloridene ifølge oppfinnelsen anvendelige i Portland-sementer, som oppfyller API-spesifikasjoner for oljebrønnsement, hvor øket reologi og ytelse til de resulterende sammensetningene er ønskelig.
Så langt søkerne vet, har det ikke vært anvendt jernklorid i hydrauliske sementmaterialer som inneholder mer enn ca. 0,3% alkalisulfat i forhold til vekten av sementen, for å omdanne den til en anvendelig form i underjordiske sementeringsoperasjoner i olje- og gassbrønner.
Claims (9)
1.
Fremgangsmåte for sementering av et borehull som innbefatter følgende trinn: danne en sementsammensetning som innbefatter en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en pumpbar slurry og fra 0,1% til 10% jernklorid i forhold til vekten av nevnte sement; pumpe slurryen inn i borehullet; og tillate slurryen å størkne inne i borehullet, karakterisert ved at den hydrauliske sementen inneholder minst 0,3% alkalisulfat i forhold til vekten derav.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte jernklorid er utvalgt fra jern(II)klorid, jern(in)klorid eller blandinger derav.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at nevnte sement er Portland-sement.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,2 eller 3, karakterisert v e d at nevnte jernkloird er tilstede i en mengde i området fra 0,5% til 2% i forhold til vekten av sement i sammensetningen.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,2, 3 eller 4, karakterisert v e d at nevnte vann er tilstede i området fra ca. 20% til 150% i forhold til vekten av sement i sammensetningen.
6.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at sementen inneholder mer enn 0,5% alkalisulfat i forhold til vekten derav.
7.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at nevnte sement inneholder mer enn 1,0% alkalisulfat i forhold til vekten derav.
8.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at sementen inneholder mer enn 1,5% alkalisulfat i forhold til vekten derav.
9.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den innbefatter følgende trinn: a) bestemme alkalisulfatinnholdet til en hydraulisk sement som inneholder 0,3% eller mer alkalisulfat i forhold til vekten derav; b) bestemme mengden av fra 0,1% til 10% jernklorid i forhold til vekten av nevnte sement som kreves å bli tilsatt dertil for å oppfylle "the American Petroleum Institute"-spesifikasjon for olje- eller gassbrønnsement; c) danne en sementsammensetning som innbefatter den hydrauliske sementen, tilstrekkelig vann for å danne en pumpbar slurry og prosentmengden av jernklorid i forhold til vekten av sementen i sammensetningene bestemt i trinn b); d) pumpe slurryen ned i borehullet; og e) tillate slurryen å størkne i borehullet.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/834,065 US5749418A (en) | 1997-04-14 | 1997-04-14 | Cementitious compositions and methods for use in subterranean wells |
| PCT/GB1998/000996 WO1998046542A1 (en) | 1997-04-14 | 1998-04-03 | Cementitious compositions and methods for use in subterranean wells |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO994952D0 NO994952D0 (no) | 1999-10-11 |
| NO994952L NO994952L (no) | 1999-10-11 |
| NO324879B1 true NO324879B1 (no) | 2007-12-27 |
Family
ID=25266008
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19994952A NO324879B1 (no) | 1997-04-14 | 1999-10-11 | Fremgangsmate for a sementere et borehull |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US5749418A (no) |
| EP (1) | EP0973698B1 (no) |
| CN (1) | CN1095810C (no) |
| AR (1) | AR012005A1 (no) |
| AU (1) | AU6927098A (no) |
| CA (1) | CA2287473C (no) |
| CO (1) | CO5021176A1 (no) |
| DE (1) | DE69802790T2 (no) |
| HK (1) | HK1022295A1 (no) |
| ID (1) | ID23807A (no) |
| MY (1) | MY117956A (no) |
| NO (1) | NO324879B1 (no) |
| PE (1) | PE85199A1 (no) |
| TW (1) | TW396204B (no) |
| WO (1) | WO1998046542A1 (no) |
Families Citing this family (68)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5968255A (en) * | 1997-04-14 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Universal well cement additives and methods |
| US5749418A (en) * | 1997-04-14 | 1998-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementitious compositions and methods for use in subterranean wells |
| 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 |
| US6660080B2 (en) | 1999-01-12 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate flow enhancing additives |
| WO2001009039A1 (en) * | 1999-07-29 | 2001-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for scavenging sulphide in drilling fluids |
| US6478868B1 (en) | 1999-08-26 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Early-enhanced strength cement compositions and methods |
| US6457524B1 (en) * | 2000-09-15 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing compositions and methods |
| JP4773634B2 (ja) * | 2001-06-08 | 2011-09-14 | 日本ケッチェン株式会社 | 重質炭化水素油の２段階水素化処理方法 |
| US20050009710A1 (en) * | 2002-01-31 | 2005-01-13 | Halliburton Energy Services | Reactive sealing compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean formations and methods |
| US6762156B2 (en) * | 2002-01-31 | 2004-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive cement compositions for sealing hydrocarbon containing subterranean zones and methods |
| US6858566B1 (en) | 2002-05-31 | 2005-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in and foaming well cement compositions |
| US6722434B2 (en) * | 2002-05-31 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well treating fluids |
| BR0215735A (pt) * | 2002-06-21 | 2005-03-01 | Halliburton Energy Serv Inc | Método para cimentar em uma zona subterrânea, e, composição de cimento |
| CA2493260A1 (en) * | 2002-07-24 | 2004-01-29 | Jeffrey P. Newton | Catalytic composition and use thereof in the production of lower molecular weight hydrocarbons |
| US7217441B2 (en) * | 2003-03-28 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for coating pipe comprising using cement compositions comprising high tensile strength fibers and/or a multi-purpose cement additive |
| 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 |
| US20050034864A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-02-17 | Caveny William J. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications |
| US7021380B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising set retarder compositions and associated methods |
| US20070149076A1 (en) * | 2003-09-11 | 2007-06-28 | Dynatex | Cut-resistant composite |
| 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 |
| US7240732B2 (en) * | 2003-10-31 | 2007-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dispersant compositions for cement compositions and related methods |
| US20050109507A1 (en) * | 2003-11-21 | 2005-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using cement compositions having long-term slurry-state stability |
| 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 |
| US20050241538A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads |
| US20050241545A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions |
| US7290612B2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for reverse circulation cementing a casing in an open-hole wellbore |
| US7252147B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure |
| US7290611B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for cementing wells that lack surface casing |
| US7322412B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
| US7284608B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
| 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 |
| US7270183B2 (en) | 2004-11-16 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods using compressible cement compositions |
| US7373981B2 (en) * | 2005-02-14 | 2008-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing with lightweight cement compositions |
| US7390356B2 (en) * | 2005-03-11 | 2008-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for high temperature lightweight cementing |
| US7398827B2 (en) * | 2005-03-11 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for high temperature lightweight cementing |
| US7357181B2 (en) * | 2005-09-20 | 2008-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autofill deactivation of float equipment and method of reverse cementing |
| US20070089678A1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-04-26 | Petstages, Inc. | Pet feeding apparatus having adjustable elevation |
| US7533729B2 (en) * | 2005-11-01 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse cementing float equipment |
| US7392840B2 (en) * | 2005-12-20 | 2008-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and means to seal the casing-by-casing annulus at the surface for reverse circulation cement jobs |
| JP4410195B2 (ja) * | 2006-01-06 | 2010-02-03 | 株式会社東芝 | 半導体装置及びその製造方法 |
| DE102006020880A1 (de) * | 2006-05-05 | 2007-11-08 | Degussa Gmbh | Pulverförmige Zubereitung, enthaltend ein hydraulisches Bindemittel und ein pyrogenes Metalloxid |
| US7810566B2 (en) * | 2006-06-30 | 2010-10-12 | Halliburton Energy Services Inc. | Settable compositions free of portland cement and associated methods of use |
| US7597146B2 (en) * | 2006-10-06 | 2009-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completion of well bores |
| US7533728B2 (en) | 2007-01-04 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ball operated back pressure valve |
| US7549320B2 (en) | 2007-01-11 | 2009-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measuring cement properties |
| US7621186B2 (en) | 2007-01-31 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Testing mechanical properties |
| US20080196889A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Daniel Bour | Reverse Circulation Cementing Valve |
| US7614451B2 (en) | 2007-02-16 | 2009-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for constructing and treating subterranean formations |
| US7462234B2 (en) * | 2007-03-26 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions |
| US7530395B2 (en) | 2007-03-26 | 2009-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore servicing compositions |
| US20080280786A1 (en) * | 2007-05-07 | 2008-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Defoamer/antifoamer compositions and methods of using same |
| US7654324B2 (en) * | 2007-07-16 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
| ES2614042T3 (es) * | 2007-08-27 | 2017-05-29 | Dyckerhoff Ag | Ligante mineral y procedimiento para su fabricación |
| US20090107676A1 (en) * | 2007-10-26 | 2009-04-30 | Saunders James P | Methods of Cementing in Subterranean Formations |
| US7708071B2 (en) * | 2008-08-14 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising aluminum chloride and associated methods |
| US8601882B2 (en) | 2009-02-20 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | In situ testing of mechanical properties of cementitious materials |
| US8783091B2 (en) | 2009-10-28 | 2014-07-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement testing |
| US8960013B2 (en) | 2012-03-01 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement testing |
| US8794078B2 (en) | 2012-07-05 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement testing |
| US9254453B2 (en) | 2013-03-06 | 2016-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Economical method for scavenging hydrogen sulfide in fluids |
| CN103541683B (zh) * | 2013-07-31 | 2016-06-01 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 前置堵漏冻胶尾追水泥浆进行堵漏的方法 |
| CN103773340B (zh) * | 2013-12-31 | 2016-02-24 | 东营泰尔石油技术有限公司 | 高强度固结型堵漏剂 |
| CN110228975B (zh) * | 2019-07-15 | 2021-01-29 | 浙江吉泰混凝土有限公司 | 一种水泥浆的制备工艺 |
| CN111410477A (zh) * | 2020-03-27 | 2020-07-14 | 甘肃省建材科研设计院有限责任公司 | 堵漏材料及其制备方法 |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US547024A (en) * | 1895-10-01 | Shore or bank protector and apparatus for constructing and placing same | ||
| US3483007A (en) * | 1966-07-07 | 1969-12-09 | Dow Chemical Co | Aqueous cement slurry and method of use |
| US3663287A (en) * | 1969-11-04 | 1972-05-16 | Denki Kagaku Kogyo Kk | Cement additive comprising calcium sulfo-aluminate, an organic adhesive, a foaming agent, and a dispersing agent |
| US3887009A (en) * | 1974-04-25 | 1975-06-03 | Oil Base | Drilling mud-cement compositions for well cementing operations |
| US4045236A (en) * | 1975-04-08 | 1977-08-30 | I.Ge.Co. Z.R.L. | Cellular cement composition |
| JPS5225449A (en) * | 1975-08-20 | 1977-02-25 | Onoda Cement Co Ltd | Material to solidify sixvalent chromium containing slag or waste water |
| JPS5312929A (en) * | 1976-07-21 | 1978-02-06 | Masayuki Gotou | Production method of thin oversize concrete tile |
| US4160674A (en) * | 1978-01-30 | 1979-07-10 | Lone Star Industries | Early high-strength portland cement and method of manufacture |
| SU785463A1 (ru) * | 1978-12-21 | 1980-12-15 | Волгоградский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Тампонажный раствор |
| SU814927A1 (ru) * | 1979-03-23 | 1981-03-23 | Всесоюзный Научно-Исследовательскийинститут Транспортного Строительства | Бетонна смесь |
| GB2080812B (en) * | 1980-07-14 | 1984-06-06 | Halliburton Co | Water loss reducing additives for salt water cement slurries |
| US4444593A (en) * | 1981-11-02 | 1984-04-24 | Protex Industries, Inc. | Rapid setting accelerators for cementitious compositions |
| RU1091616C (ru) * | 1982-07-28 | 1995-09-20 | ТюменНИИГипрогаз | Тампонажный раствор для низкотемпературных скважин |
| DE3410820A1 (de) * | 1984-03-23 | 1985-10-03 | Skw Trostberg Ag, 8223 Trostberg | Zusatzmittel fuer beton und zementmoertel mit verlaengerter wirkungsdauer |
| US4557763A (en) * | 1984-05-30 | 1985-12-10 | Halliburton Company | Dispersant and fluid loss additives for oil field cements |
| SU1432194A1 (ru) * | 1986-09-01 | 1988-10-23 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Облегченный тампонажный раствор |
| US4761183A (en) * | 1987-01-20 | 1988-08-02 | Geochemical Corporation | Grouting composition comprising slag |
| JPH05309354A (ja) * | 1991-10-23 | 1993-11-22 | Entetsuku Kenkyusho:Kk | 産業廃棄物処理材 |
| US5397516A (en) * | 1993-03-25 | 1995-03-14 | Thermo Cement Engineering Corp. | Process for making building panels |
| US5512096A (en) * | 1993-10-20 | 1996-04-30 | Wyo-Ben, Inc. | Flexible grouting composition |
| US5547024A (en) * | 1994-12-06 | 1996-08-20 | Bj Services Co | Method of using construction grade cement in oil and gas wells |
| US5571318A (en) * | 1995-08-31 | 1996-11-05 | Halliburton Company | Well cementing methods and compositions for use in cold environments |
| US5749418A (en) * | 1997-04-14 | 1998-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementitious compositions and methods for use in subterranean wells |
-
1997
- 1997-04-14 US US08/834,065 patent/US5749418A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-01-26 US US09/013,791 patent/US5972103A/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-04-03 ID IDW991385A patent/ID23807A/id unknown
- 1998-04-03 DE DE69802790T patent/DE69802790T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1998-04-03 AU AU69270/98A patent/AU6927098A/en not_active Abandoned
- 1998-04-03 CN CN98804184A patent/CN1095810C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1998-04-03 CA CA002287473A patent/CA2287473C/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-04-03 EP EP98914973A patent/EP0973698B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-04-03 WO PCT/GB1998/000996 patent/WO1998046542A1/en active IP Right Grant
- 1998-04-13 MY MYPI98001636A patent/MY117956A/en unknown
- 1998-04-13 CO CO98019990A patent/CO5021176A1/es unknown
- 1998-04-14 AR ARP980101705A patent/AR012005A1/es active IP Right Grant
- 1998-04-14 PE PE1998000275A patent/PE85199A1/es not_active IP Right Cessation
- 1998-06-10 TW TW087105628A patent/TW396204B/zh not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-10-11 NO NO19994952A patent/NO324879B1/no not_active IP Right Cessation
-
2000
- 2000-02-16 HK HK00100925A patent/HK1022295A1/xx not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE69802790T2 (de) | 2002-05-23 |
| CA2287473C (en) | 2004-07-06 |
| WO1998046542A1 (en) | 1998-10-22 |
| MY117956A (en) | 2004-08-30 |
| PE85199A1 (es) | 1999-09-20 |
| EP0973698B1 (en) | 2001-12-05 |
| TW396204B (en) | 2000-07-01 |
| EP0973698A1 (en) | 2000-01-26 |
| US5749418A (en) | 1998-05-12 |
| CN1095810C (zh) | 2002-12-11 |
| NO994952D0 (no) | 1999-10-11 |
| CN1257465A (zh) | 2000-06-21 |
| AR012005A1 (es) | 2000-09-13 |
| CA2287473A1 (en) | 1998-10-22 |
| DE69802790D1 (de) | 2002-01-17 |
| HK1022295A1 (en) | 2000-08-04 |
| NO994952L (no) | 1999-10-11 |
| US5972103A (en) | 1999-10-26 |
| CO5021176A1 (es) | 2001-03-27 |
| AU6927098A (en) | 1998-11-11 |
| ID23807A (id) | 2000-05-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO324879B1 (no) | Fremgangsmate for a sementere et borehull | |
| US11834604B2 (en) | Slurry design process | |
| US20230323184A1 (en) | Reactivity Mapping | |
| US11685078B2 (en) | Application of water requirement measurements to approximate specific surface area | |
| AU2017400681B2 (en) | Utilizing waste products by compositional analysis | |
| Salehi et al. | Investigation of mix design and properties of geopolymers for application as wellbore cement | |
| NO157694B (no) | Pumpbar sementblanding og anvendelse derav for fremstilling av termisk stabil betong. | |
| NO169382B (no) | Sementblanding, samt fremgangsmaate for sementering av en olje-, gass- eller geotermisk broennring | |
| NO347450B1 (no) | Slaggforbindelser innbefattende lateks og fremgangsmåter for anvendelse | |
| US11667827B2 (en) | Designing a cement slurry with a Young's modulus requirement | |
| AU2014311805B2 (en) | Methods of cementing and Lassenite-containing cement compositions | |
| GB2597404A (en) | Slurry design process | |
| Pepe et al. | Feasibility of Water Hyacinth Ash as an Accelerator in Cement Slurry Formulation | |
| US11386247B2 (en) | Method for designing for induction time using supplementary cementitious materials | |
| Harbi | Effects of Chrome Lignosulfonate Concentration and Temperature on Compressive Strength of Cement Class G Used in Oil Well Cementing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |