NO326424B1 - Sementeringsprodukt samt anvendelse for sementering av oljebronner og tilsvarende - Google Patents
Sementeringsprodukt samt anvendelse for sementering av oljebronner og tilsvarende Download PDFInfo
- Publication number
- NO326424B1 NO326424B1 NO20012352A NO20012352A NO326424B1 NO 326424 B1 NO326424 B1 NO 326424B1 NO 20012352 A NO20012352 A NO 20012352A NO 20012352 A NO20012352 A NO 20012352A NO 326424 B1 NO326424 B1 NO 326424B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cementing
- cement
- class
- product according
- slurry
- Prior art date
Links
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims description 9
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 claims description 15
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 12
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 6
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 6
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 4
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 37
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 3
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 3
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K calcium;sodium;phosphate Chemical compound [Na+].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 2
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011505 plaster Substances 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 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
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical class O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000011806 microball Substances 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography 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
- C04B28/04—Portland cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- 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
- C04B2103/0027—Standardised cement types
- C04B2103/0028—Standardised cement types according to API
- C04B2103/0035—Type G
-
- 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
- C04B2111/76—Use at unusual temperatures, e.g. sub-zero
- C04B2111/766—Low temperatures, but above zero
-
- 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
- Y10S106/01—Fly ash
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Manufacture Of Metal Powder And Suspensions Thereof (AREA)
- Revetment (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører sementeringsprodukter for en olje-brønn eller liknende, mer spesielt produkter tilpasset lave temperaturer.
Etter boring av en oljebrønn eller liknende senkes et foringsrør eller et for-lengningsrør ned i hullet og sementeres over hele eller en del av dets dybde. Sementering skal fiksere foringsrøret og også hindre at fluid blir utvekslet mellom de forskjellige formasjonslag som gjennomtrenges av hullet, for å hindre at gass sti-ger opp via det ringformede rom som omgir foringsrøret, og å begrense inntrengning av vann i produksjonsbrønnen. Sementeringsoperasjonen består i å injisere en sementslurry via det indre av foringsrøret og fortrenge denne ved hjelp av et ytterligere fluid, generelt et boreslam. Når slurryen når bunnen av hullet blir den hindret i å stige opp via det ringformede rom mellom veggen i borehullet og foringsrøret. Etter posisjoneringen øker den mekaniske styrke av den herdede sement til den når et maksimum etter omtrent ti dager. Boring kan imidlertid gjen-opptas så snart trykkstyrken når 3,44 Mpa; i praksis er det imidlertid ønskelig å disponere produkter med en kort størkningstid ("Waiting On Cement"), det vil si en kort periode som forløper mellom pumping og det tidspunkt hvor sementen har utviklet tilstrekkelig styrke til å bære lederøret.
I det spesielle tilfelle med offshore boring må det med den første del av foringsrøret, kjent som lederøret, som virker som en styring for etterfølgende boring utvises spesiell forsiktighet og foringsrøret må som et resultat orienteres særlig nøyaktig. Lederrøret befinner seg i en kort avstand under sjøbunnen, ved en temperatur typisk omtrent 4°C, mens slurryen fremstilles på overflaten ved en temperatur som kan være nær temperaturen i brønnen (i tilfellet av en nordsjø-brønn, for eksempel, men den kan også være mye høyere ettersom dypvanns-brønner ofte befinner seg i tropiske eller ekvatoriale soner (spesielt Mexicogulfen og Vest-Afrika). Dette utgjør et meget spesielt tilfelle ettersom når man semente-rer det store flertall av oljebrønner vil sementslurryen oppvarmes mens den synker ned i brønnen.
En sement størkner saktere ved lavere temperaturer. Ved noen få grader over nullpunktet vil en vanlig sement størkne først etter at det har gått flere dager i det plattformen i den periode må holdes på plass og boringen kan ikke gjenopp-tas. Videre blir lederrøret heist opp før sementeringsoperasjonen og holdes mid-lertidig av en vinsj inntil sementen er tilstrekkelig sterk for at den kan virke som en understøttelse. Jo lengre dette trinn er, desto mer vanskelig er det å forhindre at lederøret kommer til å avvike fra dets ønskede orientering.
Forskjellige tilsetningsstoffer med hensikt på å akselerere størkning er kjent, men slike ekstreme forholder utenfor deres virkningsområde og kvaliteten av sementenslurryen og den herdede sement påvirkes alvorlig. Det er således blitt utviklet sammensetninger som er basert på spesifikke sementer. De er hovedsa-kelig delt opp i to klasser: sammensetninger basert på gips og sammensetninger basert på aluminium oksidsementer. Sammensetninger basert på gips, eller mer nøyaktig en gips behøves det Portland sementblanding, er generelt særlig bestemt for logistikk formål; yteevnen for aluminium og oksidholdige sementer er alvorlig påvirket når de blir forurenset med Portlandsement og de må derfor lagres i separate siloer.
I tillegg er sjøbunnen ofte sandholdig med dårlig konsolidering. Lav-densitetsementslurryer må således anvendes med en densitet i området 1,32 g/cm<3> til 1,56 g/cm<3>. Generelt blir en sementslurry gjort lettere ved å øke mengden av vann og - for å unngå at væske og faststoff-faser separerer - ved å tilsette forbindelser som for eksempel bentonitt eller natrium silikat for å danne geler. Mens vektforholdet vann/faststoffer for en ordinær sement normalt er i område 38% til 46%, vil tilsvarende for en slurry med slik lav densitet rutinemessig være større enn 50%, eller endog større enn 60%. Slik vannmengde retarderer utviklingen av trykkstyrken og størkningstiden vil således bli forlenget.
En slurry kan også overføres lettere ved å tilsette lette materialer som for eksempel silikatstøv (fransk patentskrift FR-A-2 463 104) eller hule keramiske eller glass kuler (US patentskrifter US-A-3 804 058; US-A-3 902 911 eller US-A-4 252 193). Slike materialer kan redusere, men ikke sløyfe mengden av tilleggs-vann tilsatt til sementslurryen for å gjøre den lettere slik at trykkstyrkeutviklingen blir mindre retardert. Den nødvendige vannmengde forblir høy og etter 24 timer forblir trykkstyrken meget lav, generelt på ikke over 4136 kPa.
En slurry kan også gjøres lettere ved på injisere gass eller luft. T. Smith, R. Lukay og J. Delorey, i World Oil, mai 1984, foreslo bruken av slike oppskummede sementer for sement lederør i dypvannshull. US-A-5 484 019 viser også bruken av en slurry for slike oppskummede sementer, omfattende 1 % til 30 % mikrosement. Det prinsipale mål for US-A-5 484 019 er å tilveiebringe en slurry som er i stand til hurtig å danne en gel som er tilstrekkelig sterk til å hindre inntrengning av vann, ikke å tilveiebringe en hurtig størknende slurry, spesielt fra det synspunkt og utvikle trykkstyrke.
I en hvilken som helst sammenlikning med eksisterende systemer er det viktig å bemerke at temperaturen i sjøbunnen avhenger både av deres dybde og deres lokalisering. Mens temperaturen utenfor Shetlandsøyene således ikke er mer en 5°C fra en dybde på 500m, er den ved samme dybde utenfor Malaysia omtrent 10°C og 5°C nås bare i en dybde på 1000m. Videre avhenger temperaturen av sementslurryen av temperaturen av sjøbunnen og forekomsten av under-sjøiske strømmer. I en varm region av planeten, med få strømmer, kan i praksis slurrytemperaturen være så høy som 15°C selv når sjøbunnen befinner seg ved 4°C. I motsetning til dette, i en kald region som er utsatt for vesentlige strømmer kan slurrytemperaturen være nesten identisk med vanntemperaturen. I oljebrønn-industrien betegnes enhver operasjon ved en temperatur lavere enn 30°C som en lavtemperaturoppgave. Den foreliggende oppfinnelse tar sikte på anvendelser ved temperaturer som mer spesielt er i området 4°C til 10°C.
Den foreliggende oppfinnelse tar sikte på å tilveiebringe nye lavdensitet og meget lavtemperatur sementeringssammensetninger som hurtig kan utvikle trykkstyrke.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører et sementeringsprodukt for en ol-jebrønn eller liknende, med et forhold væskefraksjonsvolum over totalvolum på mindre enn 50 %, og en fast fase som utgjøres av 35 % til 65 % (på volumbasis) hule mikrokuler, 20% til 45% (på volumbasis) Klasse G Portlandsement, og 5% til 25% (på volumbasis) klasse G Portland mikrosement.
Oppfinnelsen vedrører også en anvendelse av sementeringsproduktet i henhold til oppfinnelsen for sementering av et lederør for en oljebrønn eller liknende lokalisert i en arktisk sone eller i et dypvannsborehull.
En mikrosement anvendt for produktene i følge oppfinnelsen er en hoved-sakelig ren mikrosement, det vil si som utgjøres av mer enn 90 % klasse G Portlandsement. Mikrosementer med maksimum partikkelstørrelse i området 6 jim til 12 (im, foretrukket 8 nm til 11 u.m, er særlig foretrukket.
Mikrokulene anvendt ved oppfinnelsen har lav densitet, foretrukket mindre en 0,8. Siliko-aluminat eller "senokuler", en rest oppnådd fra forbrenning av kull, med den gjennomsnittelige diameter på omtrent 150 jam er særlig egnet. Hule glasskuler med den gjennomsnittelige diameter på 120 |im til 250 nm er også egnet.
Generelt tilsettes et dispergeringsmiddel til produktet så vel som en se-mentstørknet akselerator. Kjente dispergeringsmidler har generelt en retarderende virkning på sementstørkning og denne må det kompenseres for. Andre konven-sjonelle tilsetningsstoffer kan tilsettes, spesielt antiskummidler, kontrollmidler for filtreringstap eller gassvandringskontrollmidler. Produktet til følge oppfinnelsen kan også omfatte en sementstørknende akselerator, spesielt kalsiumklorid, i en meng-de på ikke over 2%, foretrukket 1,5% (vektprosentandel i forhold til vekten av den faste sement/mikrosement/mikro kuleblanding); tilsetning av kalsiumklorid har en skadelig virkning på reologien på en av slurry som øker mengden av dispergeringsmidlet som oppveier virkningen av den sementstørknede akselerator.
Foretrukket er de faste partikler i blandingen i de respektive mengdeforhold slik at kompaktheten av blandingen velges nær dens maksimumsverdi. Tilsetning av fine partikler kan således frembringe en PVF (Pakkende Volum Fraksjon) som foretrukket er mer enn 0,75 og mer foretrukket mer enn 0,8. På denne måte bevir-ker blandingen av sammensetningen ikke noen spesielle problemer selv med po-røsiteter så lave som i tilfellet ifølge oppfinnelse. Videre oppnås meget tilfredsstillende reologier som er gunstige for gode pumpebetingelser spesielt med et nesten fullstendig fravær av sedimentasjon.
Andre fordelaktige detaljer og egenskaper ved oppfinnelsen fremgår av den følgende beskrivelse av tester gjennomført med forskjellige eksempler på tilset-ningsstoffsammensetninger.
EGENSKAPER AV MIKROSEMENTER
Flertallet av oljeindustriopplegg ved anvendelse av en mikrosement bruker forbindelser tildannet fra slagg som omfatter 45 % kalk, 30 % silisiumoksid, 10 % aluminiumoksid, 1 % jernoksider og 56 % manganoksid (bare de prinsipale oksi-der er nevnt her; disse mengder kan selvfølgelig variere litt avhengig av leveran-døren). Denne typen av mikrosement benevnes "mikroslagg" i det følgende.
Klasse G Portlandsement omfatter typiske omtrent 65 % kalk, 22 % silisiumoksid, 4 % aluminiumoksid, 4 % jernoksider og mindre enn 1 % manganoksid. Selvfølgelig varierer produktene avhengig av leverandøren, men kalk/silisiumoksid forholdet er omtrent tre, noe som ikke er tilfellet med det mikroslagg; videre er aluminiumoksid innholdet i klasse G Portlandsement omtrent halvparten av det tilsvarende innhold i mikroslagg. Mikrosement dannet fra klasse G Portlandsement vil i det følgende bli betegnet mikrosement G.
De to typer av mikrosementer som ble testet hadde meget liknende korn-størrelsesegenskaper, med en midlere partikkeldiameter på omtrent 4 u.m, en be-grensende partikkelstørrelse på 12 (im for mikroslagget og 11 (im for mikrosementen G og et spesifikt overflateareal per masseenhet bestemt ved hjelp av luft per-meabilitetstesten (Blair Finhet: 0,8000 m2/g).
De to mikrosementer ble testet ved lav (10°C) og veldig lav (4°C) temperatur. For hver testet slurry ble det initiat kontrollert at systemet kunne pumpes fra overflaten og innjusteres ned i brønne, et kriterium som betraktes som tilfredsstillende når reologien i slurryen, ved laboratoriet temperatur og ved 10°C, er slik at den plastiske viskositet av slurryen er mindre enn 250 mPa.s og dens flytepunkt er i området 0 til 9,5 Pa, foretrukket i området 0 til 7 Pa.
For disse systemer som anses å være "pumpebare" ble utviklingen av trykkstyrke under sementherding bedømt ved hjelp av ultralyd ("Ultrasonic Cement Analyzer"), i det temperaturen i målecellen ble kontrollert ved bruk av en kjølekrets som utgjøres av en rørkveil hvori en vann/antifryseblanding sirkulerte, avkjølt ved hjelp av en kryostat. Disse målinger målte til å bestemme størkningstiden nødven-dig for å oppnå en gitt styrke, og også trykkstyrken Rt oppnådd etter en gitt tid (24 eller 48 timer) ved et trykk på 20,7 MPa.
Videre, for disse "pumpebare" systemer, ble fortykningstiden TT målt, som var et mål på sementpumpbarhetsperioden for disse tester og tilsvarte den periode som var nødvendig for å utvikle en konsistens på 100 Bc (dimensjonløse Bear-den enheter); dette mål ble med mindre annet er angitt foretatt ved et trykk på 6,9 Mpa. Generelt var et system tilfredsstillende hvis fortykningstiden var i område 3 timer til 6 timer. Tester gjennomført ved andre trykk (mellom 3,4 Mpa og 13,8 Mpa) har vist at resultatene varierte lite som en funksjon av trykkvariasjonene.
SAMMENLIKNINGSEKSEMPEL 1: MIKROSLAGG I FERSKVANN
En serie av slurryer ble fremstilt med en fast sement/"senokuler"/mikro-slaggblanding i volummengde forholdet 35:55:10. Slurry porøsiteten ble innstilt ved 42 %. Tilsetningsvannet var en blanding av vannledningsvann, 2,5 liter av et antiskummiddel per tonn fast sement/"senokuler"/mikrosement og en rekke forskjellige tilsetningsstoffer vist i den følgende tabell hvor i mengdene angitt for dispergeringsmidler, filtreringstapskontrollmidlet og natriumsilikatet (akseleratet) er i liter per tonn fast sementTsenokulerVrnikrosementblanding. Visse produkter omfatter kalsiumklorid som en akselerator (den angitte prosentandel var da vektpro-sentandelen av den faste sement/"senokuler"/mikrosement blanding).
Filtreringstapskontrollmidlet anvendt her var et tilsetningsstoff som var særlig egnet for lave temperatursementering, i dette tilfellet en suspensjon av en mikrogel oppnådd ved kjemisk tverrbinding av en polyvinyl alkohol, ved omsettet polyvinyl alkoholen i oppløsning med glutaraldehyd ved en pH i området 2 til 3, i det den molare konsentrasjon av tverrbindingsmidlet med hensyn til de monomere PVA andeler var i området omtrent 0,1 % til 0,5 % i nærvær av 3,5 % polyvinylpyr-rolidon. Dette tilsetningsstoff er blitt detaljert beskrevet i fransk patentsøknad FR-A-2 759 364 i det innhold i dette innlemmes herved som referanse.
Dispergeringsmidlet var et sulfonert formaldehyd melamin kondensat, et dispergeringsmiddel kjent for sin lave retarderende virkning på størkningstiden.
Slurryreologien ble målt ved laboratoriet temperatur(reologi etter blanding) eller etter 10 minutters kondisjonering ved 10°C.
Den følgende tabell viser at for en gitt slurry kunne tørkningstiden dobles når temperaturen ble senket fra 10°C til 4°C. Dispergeringsmidlet hadde en meget stor retarderende virkning ved meget lav temperatur, i det denne virkning ikke ble iakttatt ved 10°C: økningen i mengden kalsiumklorid (tester #4 og #5) var således uten virkning ved 4°C på grunn av økningen i mengden av dispergeringsmidler (for disse tester ble det etterstrebet liknende slurryreologier, selv om kalsiumkloridet hadde en viskositetsøkende virkning som måtte kompenseres for ved å øke mengden av dispergeringsmiddel).
Med sjøvann ble tilfredsstillende reologi bare oppnådd ved sterk økning av mengdene av dispergeringsmiddel og mengden av middel som var nødvendig var høyere ettersom mengden filtreringstap kontrollmiddel ble økt. Den retarderende virkning iakttatt med slurryer fremstilt med vannledningsvann ble ytterligere for-sterket, slik at fortykningstiden for noen av de "pumpbare" slurryer var for lang og selvfølgelig fulgt av meget sakte utvikling av trykkstyrken, som vist ved test #9.
Med hensyn til sjøvannstestene ble den viskositetsøkende virkning tilveie-brakt av kalsiumkloridet på nytt iakttatt, som betød at mengden av dispergeringsmiddel måtte økes, noe som i praksis utliknet den akselererende virkning av kalsiumkloridet.
EKSEMPEL 3: MIKROSEMENT G I SJØVANN
Den faste blanding anvendt i eksempel 1 ble anvendt med den samme po-røsitet, men med bruk av sjøvann som blandingsvann.
Størkning ved 10°C og 4°C ble ikke undersøkt i detalj for slurry #17. Denne slurry tilfredsstilte imidlertid kriteriene for oppfinnelsen og størkningstiden og trykkstyrken ble anslått å ligge mellom verdiene mot for slurryer #16 og #18.
Erstatning av mikroslaggen med klasse G mikrosement muliggjorde frem-stilling av slurryer med sjøvann som utviklet bemerkelsesverdi høye trykkstyrker ved lave og meget lave temperaturer.
EKSEMPEL 4: MIKROSEMENT G I FERSKVANN
De to eksempler som følger viser at Portland klasse G sement også kan anvendes i ferskvann, selv i fravær av en spesifikk sementstørknende akselerator.
EKSEMPEL 5
Portlandsement oppdeles i 8 kategorier, A til H, avhengig av dybden, temperatur og trykk som de er utsatt for. Klasser A, B og C er særlig bestemt for lavtemperatur anvendelser. Klasse C sement er ansett å være særlig egnet for anvendelser som nødvendiggjør hurtig trykkstyrkeutvikling og synes således å være en utmerket kandidat for meget lave temperaturanvendelser. Klasse G Portlandsement er den mest rutinemessig anvendte sement for midlere temperaturanvendelser (typisk omtrent 60°C).
Tre sementslurryer ble fremstilt med klasse A, C og G Portland sement. De reologiske egenskaper og størkningsegenskapene ble målt.
Den beste reologi ble utvist av slurryen fremstilt med klasse G sement. Med klasse C sementen ble det oppnådd en for viskøs slurry med et for høyt flytepunkt. Med klasse A sement var reologien mindre tilfredsstillende og på grensen for ak-septerbarhet, men omdannelsestiden (fra 3,57 til 35,7 kg/cm<3>) var nær 9 timer. Videre var fortykningstiden ved vanlig temperatur bare litt over 4 timer, som kunne bevirke problemer hvis pumpeoperasjonen ble forsinket av en eller annen grunn. Det skal også bemerkes at sementen var dårlig dispergert og der var problemer med dannelse av fritt vann i slurryen. Klasse G sementen hadde en omdannelses-tid på mindre enn fem timer og frembrakte en bedre trykkstyrke etter 48 timer.
EKSEMPEL 6
For disse tester, gjennomført med ferskvann, ble mikrosementen G anvendt i det foregående erstattet med andre mikrosementer basert på finere klasse G Portland mikrosement, med en maksimal partikkelstørrelse på 8 \ un henholdsvis 6 fim.
En klasse G Portland type mikrosement finere enn mikrosementen anvendt ovenfor kunne anvendes med fordel, men valg av en meget fin sement bevirket den økning i reologien av slurryen i forhold til mikrosementer med en maksimal partikkelstørrelse i området 7 fim til 12 jim.
Claims (8)
1. Sementeringsprodukt for en oljebrønn eller liknende, karakterisert ved et forhold væskefraksjonsvolum over totalvolum på mindre enn 50 %, og en fast fase som utgjøres av 35 % til 65% (på volumbasis) hule mikrokuler, 20% til 45% (på volumbasis) Klasse G Portlandsement, og 5% til 25% (på volumbasis) klasse G Portland mikrosement.
2. Sementeringsprodukt ifølge krav 1, hvori den maksimale partikkel-størrelse av klasse G portlandtype mikrosement er i området 6 mikrometer til 12 mikrometer.
3. Sementeringsprodukt ifølge krav 1 eller 2, hvori blandingsvannet er sjøvann.
4. Sementeringsprodukt ifølge et av kravene 1 til 3, ytterligere omfattende et dispergeringsmiddel.
5. Sementeringsprodukt ifølge et av kravene 1 til 4, ytterligere omfattende etfiltreringstapskontrollmiddel.
6. Sementeringsprodukt ifølge et av kravene 1 til 5, ytterligere omfattende en sementstørkningsakselerator.
7. Anvendelse av et sementeringsprodukt ifølge hvilket som helst av krav 1 til 6, for sementering av et lederør for en oljebrønn eller liknende lokalisert i en arktisk sone eller i et dypvannsborehull.
8. Anvendelse ifølge krav 7, for sementering ved temperaturer under 10°C.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/FR1998/002429 WO2000029351A1 (fr) | 1998-11-13 | 1998-11-13 | Compositions de cimentation et application a la cimentation de puits petroliers ou analogues |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20012352D0 NO20012352D0 (no) | 2001-05-11 |
NO20012352L NO20012352L (no) | 2001-07-05 |
NO326424B1 true NO326424B1 (no) | 2008-12-01 |
Family
ID=9523474
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20012352A NO326424B1 (no) | 1998-11-13 | 2001-05-11 | Sementeringsprodukt samt anvendelse for sementering av oljebronner og tilsvarende |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6656265B1 (no) |
AU (1) | AU1241999A (no) |
CA (1) | CA2350545C (no) |
EA (1) | EA002938B1 (no) |
GB (1) | GB2362881B (no) |
NO (1) | NO326424B1 (no) |
WO (1) | WO2000029351A1 (no) |
Families Citing this family (99)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2796935B1 (fr) * | 1999-07-29 | 2001-09-21 | Dowell Schlumberger Services | Coulis de cimentation des puits petroliers ou analogues a basse densite et basse porosite |
PL358677A1 (en) | 2000-03-14 | 2004-08-09 | James Hardie Research Pty Limited | Fiber cement building materials with low density additives |
FR2808794B1 (fr) * | 2000-05-15 | 2002-06-28 | Dowell Schlumberger Services | Ciment permeable, son procede d'obtention et application dudit ciment dans des puits petroliers ou analogues |
WO2001087797A1 (en) * | 2000-05-15 | 2001-11-22 | Services Petroliers Schlumberger (Sps) | Permeable cements |
US6562122B2 (en) | 2000-09-18 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
DE60019594D1 (de) * | 2000-09-29 | 2005-05-25 | Sofitech Nv | Dispergiermittel enthaltende Zementzusammensetzung für Ölbohrungen |
US6955220B2 (en) * | 2001-12-21 | 2005-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | Process of well cementing in cold environment |
NZ535117A (en) * | 2002-03-06 | 2006-10-27 | Halliburton Energy Serv Inc | Lightweight well cement compositions and methods |
US6644405B2 (en) * | 2002-03-21 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods |
US7455798B2 (en) * | 2002-08-23 | 2008-11-25 | James Hardie International Finance B.V. | Methods for producing low density products |
AU2003250614B2 (en) * | 2002-08-23 | 2010-07-15 | James Hardie Technology Limited | Synthetic hollow microspheres |
US7993570B2 (en) | 2002-10-07 | 2011-08-09 | James Hardie Technology Limited | Durable medium-density fibre cement composite |
NO20034964L (no) * | 2002-11-08 | 2004-05-10 | Bj Services Co | Sementsammensetning egnet for olje- og gassbronner |
US7647970B2 (en) | 2002-11-08 | 2010-01-19 | Bj Services Company | Self-sealing well cement composition |
US6989057B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
US7543642B2 (en) * | 2003-01-24 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing flexible, compressible beads and methods of cementing in subterranean formations |
US20040171499A1 (en) * | 2003-01-24 | 2004-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation |
US7749942B2 (en) * | 2003-01-24 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc | Variable density fluids and methods of use in subterranean formations |
US7482309B2 (en) * | 2003-11-24 | 2009-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles |
US20100192808A1 (en) * | 2003-08-25 | 2010-08-05 | Amlan Datta | Synthetic Microspheres and Methods of Making Same |
US20090156385A1 (en) | 2003-10-29 | 2009-06-18 | Giang Biscan | Manufacture and use of engineered carbide and nitride composites |
US7073584B2 (en) * | 2003-11-12 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads |
US7376148B1 (en) * | 2004-01-26 | 2008-05-20 | Cisco Technology, Inc. | Method and apparatus for improving voice quality in a packet based network |
US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
US9512346B2 (en) | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
US8088716B2 (en) | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
WO2007145735A2 (en) | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for fabricating compressible objects for a variable density drilling mud |
US7998571B2 (en) | 2004-07-09 | 2011-08-16 | James Hardie Technology Limited | Composite cement article incorporating a powder coating and methods of making same |
US7284611B2 (en) | 2004-11-05 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations |
US7373981B2 (en) * | 2005-02-14 | 2008-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing with lightweight cement compositions |
AU2006216407A1 (en) | 2005-02-24 | 2006-08-31 | James Hardie Technology Limited | Alkali resistant glass compositions |
US7398827B2 (en) | 2005-03-11 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for high temperature lightweight cementing |
US7390356B2 (en) | 2005-03-11 | 2008-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for high temperature lightweight cementing |
US7174962B1 (en) | 2005-09-09 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
US8307899B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
US9006155B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
US8327939B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use |
US9150773B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations |
US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
US8333240B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
US8609595B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use |
US8555967B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition |
US7478675B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
US9051505B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly |
US7077203B1 (en) | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
US7213646B2 (en) | 2005-09-09 | 2007-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing compositions comprising cement kiln dust, vitrified shale, zeolite, and/or amorphous silica utilizing a packing volume fraction, and associated methods |
US7387675B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed settable compositions comprising cement kiln dust |
US7789150B2 (en) | 2005-09-09 | 2010-09-07 | Halliburton Energy Services Inc. | Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use |
US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
US7743828B2 (en) | 2005-09-09 | 2010-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content |
US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
US8297357B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
US7607484B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US7381263B2 (en) * | 2005-10-24 | 2008-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust |
US7199086B1 (en) | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
CA2632760C (en) | 2005-12-08 | 2017-11-28 | James Hardie International Finance B.V. | Engineered low-density heterogeneous microparticles and methods and formulations for producing the microparticles |
CA2648966C (en) | 2006-04-12 | 2015-01-06 | James Hardie International Finance B.V. | A surface sealed reinforced building element |
EP2041235B1 (en) | 2006-06-07 | 2013-02-13 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
EP2038364A2 (en) | 2006-06-07 | 2009-03-25 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
NO327763B1 (no) * | 2006-09-15 | 2009-09-21 | Elkem As | Fremgangsmåte for sementering av gass- og oljebrønner samt sementslurry |
US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
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 |
US8119574B2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US8496056B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US7784541B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US8209927B2 (en) | 2007-12-20 | 2012-07-03 | James Hardie Technology Limited | Structural fiber cement building materials |
US7833947B1 (en) | 2009-06-25 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery |
US20110198089A1 (en) * | 2009-08-31 | 2011-08-18 | Panga Mohan K R | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
US7923415B2 (en) * | 2009-08-31 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
RU2457319C2 (ru) * | 2010-07-05 | 2012-07-27 | Геннадий Николаевич Позднышев | Способ глушения нефтегазовых скважин на глубоководных морских месторождениях |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
CN103224772B (zh) * | 2013-04-08 | 2015-09-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种固井水泥浆、其制备方法及用途 |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
US9796622B2 (en) | 2013-09-09 | 2017-10-24 | Saudi Arabian Oil Company | Development of high temperature low density cement |
CN105462571B (zh) * | 2015-11-16 | 2018-06-29 | 中国石油大学(华东) | 一种低温固井水泥浆体系及组成 |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3902911A (en) * | 1972-05-01 | 1975-09-02 | Mobil Oil Corp | Lightweight cement |
US4002482A (en) * | 1975-02-14 | 1977-01-11 | Jenaer Glaswerk Schott & Gen. | Glass compositions suitable for incorporation into concrete |
US4252193A (en) * | 1979-06-11 | 1981-02-24 | Standard Oil Company (Indiana) | Low density cement slurry and its use |
US4234344A (en) * | 1979-05-18 | 1980-11-18 | Halliburton Company | Lightweight cement and method of cementing therewith |
US4305758A (en) * | 1979-06-11 | 1981-12-15 | Standard Oil Company (Indiana) | Low density cement slurry and its use |
US4370166A (en) * | 1980-09-04 | 1983-01-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Low density cement slurry and its use |
CA1195346A (en) * | 1982-04-30 | 1985-10-15 | Lloyd B. Spangle | Lightweight cement slurry and method of use |
NO158499C (no) * | 1985-09-03 | 1988-09-21 | Elkem As | Hydraulisk sementoppslemming. |
US5121795A (en) * | 1991-01-08 | 1992-06-16 | Halliburton Company | Squeeze cementing |
US5346550A (en) * | 1992-02-05 | 1994-09-13 | Halliburton Company | Low temperature well cementing compositions and methods |
US5783297A (en) * | 1995-08-16 | 1998-07-21 | Cemcom Corporation | Materials for shock attenuation |
MY119906A (en) * | 1996-06-18 | 2005-08-30 | Sofitech Nv | Cementing compositions and applications of such compositions to cementing oil (or similar) wells. |
FR2770517B1 (fr) * | 1997-11-03 | 1999-12-03 | Bouygues Sa | Laitier de cimentation d'un puits, notamment d'un puits petrolier |
-
1998
- 1998-11-13 GB GB0111449A patent/GB2362881B/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-11-13 AU AU12419/99A patent/AU1241999A/en not_active Abandoned
- 1998-11-13 WO PCT/FR1998/002429 patent/WO2000029351A1/fr active Application Filing
- 1998-11-13 EA EA200100535A patent/EA002938B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-11-13 CA CA002350545A patent/CA2350545C/en not_active Expired - Fee Related
-
1999
- 1999-11-13 US US09/831,671 patent/US6656265B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-05-11 NO NO20012352A patent/NO326424B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB0111449D0 (en) | 2001-07-04 |
EA002938B1 (ru) | 2002-10-31 |
NO20012352D0 (no) | 2001-05-11 |
GB2362881A (en) | 2001-12-05 |
CA2350545A1 (en) | 2000-05-25 |
GB2362881B (en) | 2002-08-14 |
NO20012352L (no) | 2001-07-05 |
AU1241999A (en) | 2000-06-05 |
WO2000029351A1 (fr) | 2000-05-25 |
CA2350545C (en) | 2008-02-26 |
EA200100535A1 (ru) | 2001-10-22 |
US6656265B1 (en) | 2003-12-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO326424B1 (no) | Sementeringsprodukt samt anvendelse for sementering av oljebronner og tilsvarende | |
NO157694B (no) | Pumpbar sementblanding og anvendelse derav for fremstilling av termisk stabil betong. | |
US5472051A (en) | Low temperature set retarded well cement compositions and methods | |
US5295543A (en) | Converting drilling fluids to cementitious compositions | |
US5135577A (en) | Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement | |
CA2407365A1 (en) | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods | |
NO321188B1 (no) | Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner | |
NO305238B1 (no) | Br°nnsementblanding med forbedrede egenskaper og fremgangsmÕte for sementering av en underjordisk sone | |
NO334120B1 (no) | Fremgangsmåter for sementering av oljebrønner eller lignende | |
NO321191B1 (no) | Bronnsementsammensetninger og fremgangsmate for sementering i underjordiske bronner | |
NO336470B1 (no) | Sementeringsblandinger og bruk av slike blandinger for sementering av brønner eller lignende | |
AU2016407229B2 (en) | Non-aqueous liquid anti-shrinkage cement additives | |
CA2469898C (en) | Well cementing compositions for cold environment | |
US5370181A (en) | Anti gas-migration cementing | |
US5360787A (en) | Dispersant compositions comprising sulfonated isobutylene maleic anhydride copolymer for subterranean well drilling and completion | |
US4200153A (en) | Method for cementing high temperature wells | |
WO2020159549A1 (en) | Compatible low crystalline silica spacers | |
US11680197B2 (en) | Pozzolanic by-product for slurry yield enhancement | |
EP0444542A1 (en) | Cementing compositions containing polyethyleneimine phosphonate derivatives as dispersants | |
US11427745B2 (en) | Agglomerated zeolite catalyst for cement slurry yield enhancement | |
NO321189B1 (no) | Bronnsementsammensetning og fremgangsmate for sementering i en underjordisk bronn | |
WO2021107937A1 (en) | High strength high temperature float equipment | |
US20220009835A1 (en) | Work Method To Design Extended Life Slurries | |
Al-Bagoury et al. | Micro-composite as a Fluid Loss Additive for Oil Well Cementing | |
WO2023163752A1 (en) | Wellbore treatment fluid |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |