NO329460B1 - Tilsetningsmiddel til sementblanding, sementblanding samt fremgangsmate for a sementere i underjordiske soner - Google Patents
Tilsetningsmiddel til sementblanding, sementblanding samt fremgangsmate for a sementere i underjordiske soner Download PDFInfo
- Publication number
- NO329460B1 NO329460B1 NO20052503A NO20052503A NO329460B1 NO 329460 B1 NO329460 B1 NO 329460B1 NO 20052503 A NO20052503 A NO 20052503A NO 20052503 A NO20052503 A NO 20052503A NO 329460 B1 NO329460 B1 NO 329460B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cement
- mixture
- cement mixture
- accordance
- range
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 102
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 103
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 44
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims abstract description 38
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 23
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims abstract description 19
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 15
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 14
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 7
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 7
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims description 2
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 2
- 150000004645 aluminates Chemical class 0.000 claims 1
- ONLRKTIYOMZEJM-UHFFFAOYSA-N n-methylmethanamine oxide Chemical compound C[NH+](C)[O-] ONLRKTIYOMZEJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 13
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 6
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 3
- -1 cocoyl Chemical group 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 125000000218 acetic acid group Chemical group C(C)(=O)* 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 125000002704 decyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 150000003254 radicals Chemical group 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent 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
- 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
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/24—Macromolecular compounds
- C04B24/38—Polysaccharides or derivatives thereof
- C04B24/383—Cellulose or derivatives thereof
-
- 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
-
- 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
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/473—Density reducing additives, e.g. for obtaining foamed cement compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte for å sementere i underjordiske soner, forbedret sementblanding og tilsetningsmiddel for bruk ved slik sementering, er tilveiebrakt. Sementblandingen omfatter i hovedsak en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming, og et tilsetningsmiddel for å tilveiebringe forbedret reologi, væsketapskontroll og størkningsretardasjon til sementblandingen. Tilsetningsmiddelet omfatter karboksymetylhydroksyetylcellulose med i området fra 0,62 til 2,21 mol hydroksyetyl-substitusjon og i ornrådet fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader av karboksymetyl- substitusjon, idet en 2 vekt-% vandig løsning av nevnte karboksymetylhydroksyetylcellulose har en Höppler viskositet i området fra omtrent 55 mPa·s til omtrent 359 mPa·s.
Description
Tilsetningsmiddel til sementblanding, sementblanding samt fremgangsmåte for å sementere i underjordiske soner
Oppfinnelsens generelle område
Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåter for å sementere underjordiske soner ved bruk av skummede eller ikke skummede sementblandinger som har forbedret reologi, væsketapskontroll og stivneretardasjon.
Den kjente teknikk
Skummede og ikke skummede hydrauliske sementblandinger blir ofte benyttet ved sementering av underjordiske soner penetrert av borebrønner. For eksempel blir skummede og ikke skummede sementblandinger benyttet ved primære sementeringsoperasjoner hvor rørstrenger så som foringsrør og linere blir sementert fast i borehull/ brønner. Ved utførelse av primær sementering blir en sementblanding pumpet inn i et ringformet rom mellom veggene av brønnen og den ytre flate av rørstrengen som er plassert i brønnen. Sementblandingen blir gitt anledning til å herde i ringrommet og danner derved en ringformet kappe av hard, hovedsakelig impermeabel sement i ringrommet. Sementkappen gir fysisk støtte til og posisjonerer rørstrengen i brønnen og binder seg til den ytre flate av rørstrengen og til veggene av brønnen slik at det derved unngås uønsket migrasjon av fluider mellom soner eller formasjoner som blir penetrert av brønnen.
Fra US patent nr. 4433 731 er det kjent fremgangsmåte for å sementere i en underjordisk sone omfattende trinnene å tilberede en sementblanding om fattende en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming, samt et tilsetningsmiddel, plassere sementblandingen i den underjordiske sone og gi blandingen anledning til å stivne til en fast masse i sonen. Blant tilsetningsmidler som er omtalt i denne publikasjon er karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC).
De skummede og ikke skummede sementblandinger som benyttes ved sementering i underjordiske soner penetrert av brønner må ha gode reologiske egenskaper, lave væsketap og tilstrekkelig stivneretardasjon ved høye temperaturer. I tillegg må sementblandingene ha adekvat tykningstid og trykkfasthet. Til nå har karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC) blitt benyttet i skummede og ikke skummede sementblandinger for å kontrollere væsketap og tilveiebringe stivneretardasjon til sementblandinger. Mens CMHEC er blitt benyttet med suksess som et tilsetningsmiddel i sementblandinger benyttet for sementering i underjordiske soner, er det fortsatt behov for forbedrede metoder og blandinger for sementering og tilsetningsmidler til slike for å tilveiebringe bedre reologi, viskositet, væsketapskontroll, tykningstider og trykkfastheter til sementblandinger som skal plasseres i underjordiske soner.
Foreliggende oppfinnelse
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer tilsetningsmiddel, sementblanding og fremgangsmåte for sementering av underjordiske soner penetrert av brønner, som tilfredsstiller behovene nevnt ovenfor og overvinner svakhetene ved den tidligere kjente teknikk.
I henhold tilet første aspekt av oppfinnelsen tilveiebringes et tilsetningsmiddel som angitt i patentkrav 1. I henhold til et annet aspekt av oppfinnelsen tilveiebringes en sementblanding som angitt i patentkrav 4. I henhold til nok et aspekt av oppfinnelsen tilveiebringes en fremgangsmåte som angitt i patentkrav 15. Foretrukne utføreIsesformer av oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Formålene, trekkene og fordelene ved foreliggende oppfinnelse vil bli klare for fagfolk på området når de har lest beskrivelsen av de foretrukne utførelsesformer som er angitt i det følgende.
Foretrukne utførelsesformer
Som nevnt ovenfor har karboksymetylhydroksyetylcellulose (heretter kalt CMHEC) blitt benyttet som en stivneretardator og et væsketapsreduserende tilsetningsmiddel i skummede og ikke skummede sementblandinger. Mens bruk av CMHEC har forbedret reologi av tidligere kjente sementblandinger og tilveiebrakt noe væsketapsreduksjon og stivneretardasjon til slike blandinger, er det fortsatt behov for forbedringer av slike egenskaper, spesielt i underjordiske soner som har temperaturer i området fra omtrent 43 til 105 SC.
Det er blitt oppdaget at CMHEC med en spesiell etylenoksid substitusjon og en spesiell karboksymetylsubstitusjon tilveiebringer et langt bedre tisetningsmiddel for skummede og ikke skummede sementblandinger. Det vil si at de skummede og ikke skummede sementblandinger ifølge foreliggende oppfinnelse, som inneholder CMHEC med i området fra omtrent 0,62 til omtrent 2,21 mol hydroksyetylsubstitusjon og i området fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon, har forbedrede egenskaper sammenlignet med CMHEC tilsetningsmidler. Det vil si at sementblandinger ifølge foreliggende oppfinnelse har bedre reologi, væsketapskontroll, tykningstid og trykkfasthet sammenlignet med de kjente sementblandinger.
En forbedret fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter følgende trinn: En sementblanding blir tilberedt eller skaffet omfattende en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming og et tilsetningsmiddel for å tilveiebringe forbedret reologi, væsketapskontroll og stivneretardasjon til sementblandingen sammenlignet med CMHEC, med i området fra omtrent 0,62 til omtrent 2,21 mol hydroksyetylsubstitusjon og i området fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon og en 2 vekt-% vandig løsning av karboksymetylhydroksyetylcellulose og har en Hoppler viskositet i området fra omtrent 55 mPa-s til omtrent 359 mPa-s.
En forbedret sementblanding ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming og et tilsetningsmiddel for å tilveiebringe forbedret reologi, væsketapskontroll og stivneretardasjon til sementblandingen sammenlignet med CMHEC, med i området fra omtrent 0,62 til omtrent 2,21 mol hydroksyetylsubstitusjon og i området fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon og en 2 vekt-% vandig løsning av karboksymetylhydroksyetylcellulose og har en Hoppler viskositet i området fra omtrent 55 mPa-s til omtrent 359 mPa-s. CMHECn ifølge foreliggende oppfinnelse er til stede i en sementblanding i en mengde i området fra omtrent 0,1 til omtrent 2,5 vekt-% av den hydrauliske sement i blandingen.
Hoppler viskositetsmålinger i enheten milliPascal sekunder (mPa-s) blir bestemt ved bruk av et "Falling Ball" viskosimeter. ved bruk av slikt viskosimeter blir en fluidprøve (hvis viskositet skal bestemmes) plassert i et skråstilt ("tiltet") glass målerør omgitt av en kappe for å tillate nøyaktig temperaturkontroll ved bruk av en konstant temperatur sirkulator. Røret blir plassert med en 10 graders helning i forhold til vertikallinjen. Røret har to ringmerker med en innbyrdes avstand på 100 mm. En kule blir gitt anledning til å falle gjennom væskeprøven. Ved fall fra et startpunkt ved toppen av røret, akselereres kulen langs en strekning lang nok til å oppnå en "steady state" hastighet som gir enhetlig skjærrate av væsken i en sigdformet åpning i røret som omgir kulen. Tiden for kulen for å passere mellom ringmerkene på røret blir målt. Tiden blir så benyttet til å beregne viskositet i de absolutte enheter mPa-s.
Den hydrauliske sement i sementblandingen blir valgt fra gruppen bestående av Portland sementer, slaggsementer, pozzolane sementer, gipssementer, alumina sementer og alkaliske sementer. Av disse er Portland sementer foretrukket.
Vannet i sementblandingen er valgt fra gruppen bestående av ferskvann og saltvann. Betegnelsen saltvann skal her forstås å omfatte umettede saltløsninger og mettede saltløsninger inkludert saltlake og sjøvann. Vannet er til stede i sementblandingen i en mengde i området fra omtrent 35 til omtrent 55 vekt-% av den hydrauliske sement i blandingen.
En skummet sementblanding ifølge oppfinnelsen omfatter en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming og et CMHEC tilsetningsmiddel ifølge oppfinnelsen som beskrevet ovenfor. I tillegg inneholder den skummede sementblanding tilstrekkelig gass til å skumme sementoppslemmingen og en tilstrekkelig mengde av skummende og skumstabiliserende tensider til å bevirke dannelse av og stabilisering av skummet. Som nevnt ovenfor i forbindelse med de ikke skummede sementblandinger, kan forskjellige sementer benyttes, idet Portland sement er foretrukket. Vannet i sementblandingen kan være ferskvann eller saltvann og er til stede i den skummede sementblanding i en mengde i området fra omtrent 35 vekt-% til omtrent 55 vekt-% av den hydrauliske sement i blandingen.
Gassen i de skummede sementblandinger kan være luft eller nitrogen med nitrogen som foretrukket.
En spesielt egnet og foretrukket blanding av skummende og skumstabiliserende tensider for bruk i samsvar med foreliggende oppfinnelse består av et etoksylert alkohol eter sulfat tensid med formel H(CH2)a (OC2H4)b OS03NH4<+> hvor a er et heltall i området fra omtrent 6 til omtrent 10, og b er et heltall i området fra omtrent 3 til omtrent 10, et alkyl eller amidopropylbetain tensid med formel R-CONHCH2CH2CH2N<+> (CH3)2CH2C02" hvor R er et radikal valgt fra gruppen bestående av decyl, cocoyl, lauryl, acetyl og oleyl, og et alkyl eller alken amidopropyldimetylaminoksid tensid med formel R-CONHCH2CH2CH2 N<+>(CH3)20" hvor R er et radikal valgt fra gruppen bestående av decyl, cocoyl, lauryl, acetyl og oleyl. Det etoksylerte alkohol eter sulfat tensid er generelt til stede i tilsetningsmiddelet i en mengde i området fra omtrent 60 til omtrent 64 vektdeler, og mer foretrukket i en mengde på omtrent 63,3 vektdeler. Alkyl eller alken amidopropylbetain tensidet er generelt til stede i en mengde i området fra omtrent 30 til omtrent 33 vektdeler, og mer foretrukket i en mengde på omtrent 31,7 vektdeler. Alkyl eller alken amidopropyldimetylaminoksid tensidet er generelt til stede i tilsetningsmiddelet i en mengde i området fra omtrent 3 til omtrent 10 vektdeler, og mer foretrukket i en mengde på omtrent 5 vektdeler. Tilsetningsmiddelet kan være i form av en blanding av de ovenfor nevnte tensider, men mer foretrukket inneholder tilsetningsmiddelet ferskvann i en mengde tilstrekkelig til å løse opp tensidene slik at de lettere lar seg kombinere med sementblandingen. Blandingen av skummende og skumstabiliserende tensider er generelt til stede i sementblandingen i en mengde i området fra omtrent 0,8 til omtrent 5 vol-% av vannet i blandingen, og mer foretrukket i en mengde på omtrent 2 vol-%.
De forbedrede tilsetningsmidler for sementblandinger ifølge foreliggende oppfinnelse for å tilveiebringe bedre reologi, væsketapskontroll og stivneretardasjon til sementblandingene, omfatter generelt CMHEC med i området fra omtrent 0,62 til omtrent 2,21 mol hydroksyetyl-substitusjon og i området fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader karboksymetylsubstitusjon og en 2 vekt-% vandig løsning av CMHEC har en Hoppler viskositet i området fra omtrent 55 mPa-s til omtrent 359 mPa-s.
Et spesielt foretrukket tilsetningsmiddel for å tilveiebringe forbedret reologi, væsketapskontroll og stivneretardasjon til skummede og ikke skummede sementblandinger som er anvendelige sementering i underjordiske soner, omfatter CMHEC med omtrent 1,93 mol hydroksyetylsubstitusjon og omtrent 0,52 grader karboksymetylsubstitusjon mens en 2 vekt-% vandig løsning av CMHECn har en Hoppler viskositet på omtrent 55 mPa-s.
En foretrukket fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen for å sementere en underjordisk sone består av trinnene å: (a) tilveiebringe eller tilberede en sementblanding omfattende en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming og et tilsetningsmiddel for å tilveiebringe forbedret reologi, væsketapskontroll og stivneretardasjon til sementblandingen, omfattende CMHEC med i området fra omtrent 0,62 til omtrent 2,21 mol hydroksyetylsubstitusjon og i området fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon, idet en 2 vekt-% vandig løsning av CMHEC har en Hoppler viskositet i området fra omtrent 55 mPa-s til omtrent 359 mPa-s, (b) plassere sementblandingen i den underjordiske sone og (c) gi sementblandingen anledning til å stivne til en fast masse i sonen.
En annen foretrukket fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen for å sementere en underjordisk sone omfatter trinnene å: (a) tilveiebringe en skummet sementblanding omfattende en Portland sement, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming, et tilsetningsmiddel for å tilveiebringe forbedret reologi, væsketapskontroll og stivneretardasjon til sementblandingen, bestående av CMHEC med i området fra omtrent 0,62 til omtrent 2,21 mol hydroksyetylsubstitusjon og i området fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon, idet en 2 vekt-% vandig løsning av CMHEC har en Hoppler viskositet i området fra omtrent 55 mPa-s til omtrent 359 mPa-s, tilstrekkelig gass til å skumme oppslemmingen og en tilstrekkelig mengde av en blanding av skummende og skumstabiliserende tensider til å bevirke dannelse av et stabilt skum, (b) plassere sementblandingen i den underjordiske sone og (c) gi sementblandingen anledning til å stivne i sonen.
En forbedret sementblanding ifølge oppfinnelsen for å sementere i en underjordisk sone omfatter: en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming, og et tilsetningsmiddel for å tilveiebringe forbedret reologi, væsketapskontroll og stivneretardasjon til sementblandingen, bestående av CMHEC med i området fra omtrent 0,62 til omtrent 2,21 mol hydroksyetyl-substitusjon og i området fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon, idet en 2 vekt-% vandig løsning av CMHEC har en Hoppler viskositet i området fra omtrent 55 mPa-s til omtrent 359 mPa-s.
Et forbedret tilsetningsmiddel for en sementblanding ifølge oppfinnelsen for å tilveiebringe forbedret reologi, væsketapskontroll og stivneretardasjon til sementblandingen, bestående av CMHEC med i området fra omtrent 0,62 til omtrent 2,21 mol hydroksyetylsubstitusjon og i området fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon, idet en 2 vekt-% vandig løsning av CMHEC har en Hoppler viskositet i området fra omtrent 55 mPa-s til omtrent 359 mPa-s.
For å illustrere fremgangsmåten og blandingene ifølge oppfinnelsen ytterligere, er de følgende eksempler inkludert.
Eksempel 1
Et tidligere kjent CMHEC tilsetningsmiddel benyttet i sementoppslemminger og her omtalt som CMHEC-1 har to mol av hydroksyetylsubstitusjon og 0,4 grader av karboksymetylsubstitusjon.
Et annen tidligere kjent CMHEC tilsetningsmiddel, her omtalt som CMHEC-2 har 0,7 mol av hydroksyetylsubstitusjon og 0,3 grader av karboksymetylsubstitusjon.
CMHEC tilsetningsmiddelet ifølge foreliggende oppfinnelse, heretter omtalt som CMHEC-3, har i området fra 0,62 til 2,21 mol av hydroksyetylsubstitusjon og i området fra omtrent 0,44 til 0,52 grader karboksymetylsubstitusjon, idet en 2 vekt-% løsning av CMHEC har en Hoppler viskositet i området fra omtrent 55 mPa-s til omtrent 359 mPa-s.
Hver av de tre CMHEC tilsetningsmidler ble tilsatt til forskjellige klasse H Portland sementblandinger dannet med ferskvann i forskjellige mengder. Testsementoppslemmingene ble testet med hensyn til viskositet ved 37,8 <9>C, for væsketapskontroll ved 37,8 9C og ved 88 eC, for tykningstid ved 74 2C, 88 2C og 104 2C, og for trykkfasthet etter 24 timer ved 102 ec, 145 2C og 159 2C. Disse testene og de som er beskrevet i de følgende eksempler ble utført i henhold til API Specification for Materials And Testing For Well Cements, API spesifikasjon 10, 5. utgave, datert 1. juli 1990 av det amerikanske Petroleumsinstituttet. Mengdene av de forskjellige CMHEC tilsetningsmidler i testblandingene og resultatene av testene er vist i tabell I nedenfor.
Fra tabell I kan det sees at karboksymetyl hydroksyetylcullulosen ifølge oppfinnelsen, betegnet
CMHEC-3, ga overlegne væsketapsegenskaper ved 37,8 s 'C og 88 SC sammenlignet med CMHEC-1 og CMHEC-2. Akseptable tykningstider ble oppnådd med alle tre testsementprøver ved 74 SC, 88 SC og 104 SC. Hva angår trykkfasthet, viste sementblandingen ifølge foreliggende oppfinnelse, det vil si CMHEC-3, best trykkfasthet etter 24 timer ved alle testtemperaturer.
Eksempel 2
Testsementblandingene fra eksempel 1 ovenfor ble testet for reologi ved temperaturer på 26,7 C og 88 C. Resultatene er vist i tabell II nedenfor
Fra tabell II kan det sees at sementblanding inneholdende CMHEC-3 viste de beste reologiegenskaper.
Eksempel 3
Forskjellige prøver av fremstilt CMHEC med forskjellig mol av hydroksyetylsubstitusjon og grader av karboksymetylsubstitusjon innen området fra omtrent 0,62 til omtrent 2,21 mol hydroksyetylsubstitusjon og fra omtrent 0,44 til omtrent 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon ble testet for reologiske egenskaper, væsketapskontroll, tykningstid og trykkfasthet. Resultatet av disse tester er vist i tabell III og IV nedenfor. Som vist i tabellene III og IV ga prøve 12, som hadde 1,93 mol hydroksyetylsubstitusjon og 0,52 grader karboksymetylsubstitusjon, de beste resultater og idet en 2 vekt-% vandig løsning av CMHECn hadde en viskositet på 55 mPa-s.
Eksempel 4
To testsementoppslemminger omfattende Portland klasse H sement, 15 vekt-% av røyket silika og tilstrekkelig vann til å danne oppslemminger, ble tilberedt. Oppslemming 1 hadde en tetthet på 1,91 kg/l og oppslemming 2 hadde en tetthet på 1,947 kg/l. Til testprøvene oppslemming 1 og oppslemming 2 ble CMHEC prøvene beskrevet i eksempel 1 ovenfor (CMHEC-1, CMHEC-2, CMHEC-3) tilsatt i mengder som angitt i tabell V. Deretter ble testprøvene skummet med luft tiltettheter som angitt i tabell V. De skummede sementblandinger ble testet med hensyn til trykkfasthet ved
24 timer og 48 timer og tetthetsvariasjonen i skumstabilitet i stivnede kjerner fra testprøvene ble også testet. Resultatene er gitt i tabell V nedenfor.
Fra tabell V kan det sees at CMHEC ifølge foreliggende oppfinnelse hadde utmerket trykkfasthet og den laveste tetthetsvariasjon.
Således er foreliggende oppfinnelse vel tilpasset til å utføre formålene ifølge oppfinnelsen og oppnå målene og fordelene som tidligere er nevnt samt andre iboende fordeler ved oppfinnelsen. Mens et antall endringer kan bli utført av fagfolk på området, vil slike være omfattet av oppfinnelsen i den grad de er favnet av de etterfølgende patentkrav.
Claims (15)
1. Tilsetningsmiddel til sementblandinger for å oppnå forbedret reologi, væsketap og stivneretardasjon til en sementblanding, karakterisert ved å omfatte karboksymetylhydroksyetylcellulose (CMHEC) med i området fra 0,62 til 2,21 mol hydroksyetylsubstitusjon og i området fra 0,44 til 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon, idet en 2 vekt-% vandig løsning av nevnte CMHEC har en Hoppler viskositet i området fra 55 mPa-s til 359 mPa-s.
2. Tilsetningsmiddel i samsvar med patentkrav 1, karakterisert ved at nevnte karboksymetylhydroksyetylcellulose har 1,93 mol hydroksyetylsubstitusjon og 0,52 grader av karboksymetylsubstitusjon.
3. Tilsetningsmiddel i samsvar med patentkrav 2, karakterisert ved at en 2 vekt-% vandig løsning av nevnte karboksymetylhydroksyetylcellulose har en Hoppler viskositet på 55 mPa-s.
4. Forbedret sementblanding for sementering i en underjordisk sone, karakterisert ved å omfatte en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming samt et tilsetningsmiddel i samsvar med ett av patentkravene 1, 2 eller 3.
5. Sementblanding i samsvar med patentkrav 4, karakterisert ved at den vandige løsning er til stede i sementblandingen i en mengde i området fra 0,1 vekt-% til 2,5 vekt-% av den hydrauliske sement i blandingen.
6. Sementblanding i samsvar med patentkrav 4 eller 5, karakterisert ved at den hydrauliske sement i sementblandingen består av Portlandsementer, slaggsementer, pozzolane sementer, gipssementer, aluminatsementer eller alkaliske sementer.
7. Sementblanding i samsvar med patentkrav 4, 5 eller 6, karakterisert ved at nevnte sement er Portland sement.
8. Sementblanding i samsvar med patentkrav 4, 5, 6 eller 7, karakterisert ved at vannet er valgt blant ferskvann og saltvann.
9. Sementblanding i samsvar med et hvilket som helst av patentkravene 4 til 8, karakterisert ved at vannet er til stede i blandingen i en mengde i området fra 35 vekt-% til 55 vekt-% av den hydrauliske sement i blandingen.
10. Sementblanding i samsvar med et hvilket som helst av patentkravene 4 til 9, karakterisert ved at blandingen dessuten omfatter tilstrekkelig gass til å skumme oppslemmingen.
11. Sementblanding i samsvar med patentkrav 10, karakterisert ved at gassen er valgt blant luft og nitrogen.
12. Sementblanding i samsvar med patentkrav 10 eller 11, karakterisert ved at sementblandingen dessuten omfatter tilstrekkelig mengde av en blanding av skummende og skumstabiliserende tensider til å bevirke dannelse og stabilisering av skum.
13. Sementblanding i samsvar med patentkrav 12, karakterisert ved at blandingen av skummende og skumstabiliserende tensider omfatter et etoksylert alkohol eter sulfat som er til stede i en mengde av 63,3 vektdeler, kokoylamidopropylbetain til stede i en mengde på 31,7 vektdeler og kokoylamidopropyl dimetylaminoksid, til stede i blandingen i en mengde på 5 vektdeler.
14. Sementblanding i samsvar med patentkrav 12 eller 13, karakterisert ved at blandingen av skummende og skumstabiliserende tensider er til stede i sementblandingen i en mengde i området fra 0,1 til 2,5 vol-% av vannet i sementblandingen.
15. Fremgangsmåte for å sementere en underjordisk sone, karakterisert ved å omfatte trinnene å: a) tilveiebringe eller tilberede en sementblanding i samsvar med et hvilket som helst av patentkravene 4 til 14, b) plassere sementblandingen i den underjordiske sone, og c) gi sementblandingen anledning til å stivne til en fast masse i sonen.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/299,294 US6708760B1 (en) | 2002-11-19 | 2002-11-19 | Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones |
| PCT/GB2003/004756 WO2004046502A1 (en) | 2002-11-19 | 2003-11-05 | Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20052503D0 NO20052503D0 (no) | 2005-05-25 |
| NO20052503L NO20052503L (no) | 2005-06-20 |
| NO329460B1 true NO329460B1 (no) | 2010-10-25 |
Family
ID=31978040
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20052503A NO329460B1 (no) | 2002-11-19 | 2005-05-25 | Tilsetningsmiddel til sementblanding, sementblanding samt fremgangsmate for a sementere i underjordiske soner |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US6708760B1 (no) |
| EP (1) | EP1565643B1 (no) |
| AR (1) | AR039451A1 (no) |
| AU (1) | AU2003276452A1 (no) |
| CA (1) | CA2506554C (no) |
| DE (1) | DE60329935D1 (no) |
| NO (1) | NO329460B1 (no) |
| WO (1) | WO2004046502A1 (no) |
Families Citing this family (64)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6708760B1 (en) * | 2002-11-19 | 2004-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones |
| US7866394B2 (en) * | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
| TW200422682A (en) * | 2003-04-29 | 2004-11-01 | Vanguard Int Semiconduct Corp | Method for fabricating Bragg Grating optical elements and planar light circuits made thereof |
| US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
| US7059409B2 (en) * | 2004-07-28 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing and cement compositions containing a polymeric cement cohesion additive |
| US7642223B2 (en) * | 2004-10-18 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone |
| US7690429B2 (en) * | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US8858860B2 (en) * | 2004-11-02 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable retarder for cementing applications |
| US7077219B1 (en) | 2005-02-18 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed treatment fluids and associated methods |
| US7891424B2 (en) * | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| JP2007018198A (ja) * | 2005-07-06 | 2007-01-25 | Sony Corp | リンク情報付きインデックス情報生成装置、タグ情報付き画像データ生成装置、リンク情報付きインデックス情報生成方法、タグ情報付き画像データ生成方法及びプログラム |
| US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| US8333240B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
| US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
| US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
| 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 |
| 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 |
| US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
| US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste 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 |
| US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
| 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 |
| 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 |
| US7607484B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
| US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
| 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 |
| EP3002323A1 (en) * | 2005-09-09 | 2016-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) and method of using them |
| 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 |
| US20070105995A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
| US20070137529A1 (en) * | 2005-12-21 | 2007-06-21 | Jiten Chatterji | Cationic cellulose ethers as fluid loss control additives in cement compositions and associated methods |
| US7407916B2 (en) * | 2006-02-15 | 2008-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed treatment fluids and associated methods |
| US7815731B2 (en) | 2006-06-13 | 2010-10-19 | Sekisui Specialty Chemicals America, Llc | Polyvinyl alcohol fluid loss additive with improved rheological properties |
| US7575055B2 (en) * | 2006-07-05 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable nonaqueous cement slurries and methods of using same |
| FR2913351B1 (fr) * | 2007-03-08 | 2010-11-26 | Rhodia Recherches Et Tech | Utilisation d'une betaine a titre d'agent de reduction du drainage de la mousse |
| US7861782B2 (en) | 2008-07-31 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Foamed cement compositions, additives, and associated methods |
| US9574437B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Viscometer for downhole use |
| US10202751B2 (en) | 2012-03-09 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions 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 |
| US9580638B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of synthetic smectite in set-delayed cement compositions |
| US9328583B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-05-03 | 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 |
| US9328281B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foaming of set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime |
| US9371712B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods |
| US9790132B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US10082001B2 (en) | 2012-03-09 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement set activators for cement compositions and associated methods |
| US9856167B2 (en) | 2012-03-09 | 2018-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigation of contamination effects in set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime |
| US9255031B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Two-part set-delayed cement compositions |
| 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 |
| US9534165B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions and methods of use |
| US9505972B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation treatment fluids comprising pumice and associated methods |
| US9255454B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US8851173B2 (en) | 2012-03-09 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9309153B2 (en) | 2012-04-27 | 2016-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wide temperature range cement retarder |
| US8720563B2 (en) | 2012-05-09 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc | Calcium aluminate cement composition containing a set retarder of an organic acid and a polymeric mixture |
| WO2015020666A1 (en) | 2013-08-09 | 2015-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing or gravel-packing fluid with cmhec in brine |
| BR112016002545A2 (pt) * | 2013-09-09 | 2017-08-01 | Halliburton Energy Services Inc | método para cimentar em uma formação subterrânea, composição de cimento de cura retardada, e, sistema para cimentação |
| WO2016187362A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Well cementing compositions and methods |
| WO2019090188A1 (en) | 2017-11-03 | 2019-05-09 | The Texas A & M University System | Application of polyelectrolyte complex nanoparticles to fluid loss control of oil well cementing |
Family Cites Families (55)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2255446A (en) | 1939-09-16 | 1941-09-09 | American Fork & Hoe Co | Rotary radio antenna element |
| US2555446A (en) | 1947-06-06 | 1951-06-05 | Phillips Petroleum Co | Production of carboxyalkyl cellulose ethers |
| US2618595A (en) * | 1949-04-05 | 1952-11-18 | Hercules Powder Co Ltd | Well drilling composition |
| US2852402A (en) | 1955-01-03 | 1958-09-16 | Phillips Petroleum Co | Cement composition |
| US2985239A (en) | 1956-06-25 | 1961-05-23 | Phillips Petroleum Co | Cement compositions and process of cementing wells |
| US2961044A (en) | 1957-06-17 | 1960-11-22 | Phillips Petroleum Co | Cement compositions and process of cementing wells |
| US2995189A (en) * | 1959-03-13 | 1961-08-08 | Phillips Petroleum Co | Hydraulic cements having an extended thickening time, methods of making the same, and processes employing the same |
| US3245814A (en) * | 1964-04-09 | 1966-04-12 | Socony Mobil Oil Co Inc | Cementing of high temperature wells |
| US3959003A (en) | 1972-04-10 | 1976-05-25 | Halliburton Company | Thixotropic cementing compositions |
| US3952805A (en) * | 1975-02-27 | 1976-04-27 | Calgon Corporation | Well cementing method using a composition having improved flow properties, containing sulfonated copolymers of styrene-maleic anhydride |
| US4035195A (en) * | 1975-08-11 | 1977-07-12 | Hercules Incorporated | Crosslinking cellulose polymers |
| US4038093A (en) | 1975-10-14 | 1977-07-26 | Exxon Production Research Company | Cement composition for high temperature wells and methods for producing the same |
| US4069869A (en) * | 1977-02-11 | 1978-01-24 | Union Oil Company Of California | Plugging high permeability zones of reservoirs having heterogeneous permeability |
| DE2805907B2 (de) * | 1978-02-13 | 1980-12-18 | Hoechst Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Herstellung einer stabilen Celluloseether-Suspension und deren Verwendung |
| US4190110A (en) | 1978-05-19 | 1980-02-26 | The Western Company Of North America | Method of cementing wellbores using high temperature cement mud spacer |
| US4239629A (en) | 1978-06-05 | 1980-12-16 | Phillips Petroleum Company | Carboxymethylhydroxyethyl cellulose in drilling, workover and completion fluids |
| US4258790A (en) * | 1979-01-24 | 1981-03-31 | The Western Company Of North America | Well cementing method using low fluid-loss cement slurry |
| US4466837A (en) * | 1980-03-03 | 1984-08-21 | Halliburton Company | Liquid water loss reducing additives for cement slurries |
| GB2080812B (en) * | 1980-07-14 | 1984-06-06 | Halliburton Co | Water loss reducing additives for salt water cement slurries |
| US4455169A (en) * | 1980-07-14 | 1984-06-19 | Halliburton Company | Salt water cement slurries and water loss reducing additives therefor |
| US4433731A (en) * | 1981-09-14 | 1984-02-28 | Halliburton Company | Liquid water loss reducing additives for cement slurries |
| US4524828A (en) | 1983-10-11 | 1985-06-25 | Halliburton Company | Method of using thixotropic cements for combating gas migration problems |
| US4554081A (en) | 1984-05-21 | 1985-11-19 | Halliburton Company | High density well drilling, completion and workover brines, fluid loss reducing additives therefor and methods of use |
| US4557763A (en) | 1984-05-30 | 1985-12-10 | Halliburton Company | Dispersant and fluid loss additives for oil field cements |
| JPS60260451A (ja) * | 1984-06-07 | 1985-12-23 | ダイセル化学工業株式会社 | モルタル混和剤 |
| US4687516A (en) | 1984-12-11 | 1987-08-18 | Halliburton Company | Liquid fluid loss control additive for oil field cements |
| US4601758A (en) | 1985-02-25 | 1986-07-22 | Dowell Schlumberger Incorporated | Sulfonated poly (vinyl aromatics) as fluid loss additives for salt cement slurries |
| US4640942A (en) | 1985-09-25 | 1987-02-03 | Halliburton Company | Method of reducing fluid loss in cement compositions containing substantial salt concentrations |
| US4676317A (en) | 1986-05-13 | 1987-06-30 | Halliburton Company | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations |
| US4703801A (en) | 1986-05-13 | 1987-11-03 | Halliburton Company | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations |
| US4926944A (en) | 1989-01-17 | 1990-05-22 | Westvaco Corporation | Lignin-based cement fluid loss control additive |
| US4990191A (en) | 1989-02-21 | 1991-02-05 | Westvaco Corporation | Aminated sulfonated or sulfomethylated lignins as cement fluid loss control additives |
| US5012870A (en) | 1989-02-21 | 1991-05-07 | Westvaco Corporation | Aminated sulfonated or sulformethylated lignins as cement fluid loss control additives |
| US5016711A (en) | 1989-02-24 | 1991-05-21 | Shell Oil Company | Cement sealing |
| US5020598A (en) | 1989-06-08 | 1991-06-04 | Shell Oil Company | Process for cementing a well |
| US5135577A (en) | 1990-11-05 | 1992-08-04 | Halliburton Company | Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement |
| US5298070A (en) | 1990-11-09 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Cement fluid loss reduction |
| US5151131A (en) | 1991-08-26 | 1992-09-29 | Halliburton Company | Cement fluid loss control additives and methods |
| US5191931A (en) | 1991-09-24 | 1993-03-09 | Halliburton Company | Fluid loss control method |
| US5325922A (en) | 1992-10-22 | 1994-07-05 | Shell Oil Company | Restoring lost circulation |
| US5368642A (en) | 1993-08-20 | 1994-11-29 | Halliburton Company | Functionalized polymers containing amine groupings and their use as retarders in cement slurries |
| US5447197A (en) | 1994-01-25 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
| US5558161A (en) | 1995-02-02 | 1996-09-24 | Halliburton Company | Method for controlling fluid-loss and fracturing high permeability subterranean formations |
| ES2145509T3 (es) | 1995-12-15 | 2000-07-01 | Monsanto Co | Procedimientos para mejorar el control reologico en sistemas cementosos. |
| US5900053A (en) * | 1997-08-15 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Light weight high temperature well cement compositions and methods |
| AU9585698A (en) * | 1997-09-30 | 1999-04-23 | Bj Services Company | Multi-functional additive for use in well cementing |
| US5996694A (en) | 1997-11-20 | 1999-12-07 | Halliburton Energy Service, Inc. | Methods and compositions for preventing high density well completion fluid loss |
| US6145591A (en) | 1997-12-12 | 2000-11-14 | Bj Services Company | Method and compositions for use in cementing |
| US6230804B1 (en) | 1997-12-19 | 2001-05-15 | Bj Services Company | Stress resistant cement compositions and methods for using same |
| US6173778B1 (en) | 1998-05-27 | 2001-01-16 | Bj Services Company | Storable liquid systems for use in cementing oil and gas wells |
| US6182758B1 (en) | 1999-08-30 | 2001-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dispersant and fluid loss control additives for well cements, well cement compositions and methods |
| US6227294B1 (en) * | 2000-05-12 | 2001-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing subterranean zones |
| US6620769B1 (en) * | 2000-11-21 | 2003-09-16 | Hercules Incorporated | Environmentally acceptable fluid polymer suspension for oil field services |
| US6405801B1 (en) | 2000-12-08 | 2002-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods |
| US6708760B1 (en) * | 2002-11-19 | 2004-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones |
-
2002
- 2002-11-19 US US10/299,294 patent/US6708760B1/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-07-30 US US10/629,993 patent/US20040094069A1/en not_active Abandoned
- 2003-11-05 EP EP03811411A patent/EP1565643B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-11-05 DE DE60329935T patent/DE60329935D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-11-05 CA CA2506554A patent/CA2506554C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-11-05 AU AU2003276452A patent/AU2003276452A1/en not_active Abandoned
- 2003-11-05 WO PCT/GB2003/004756 patent/WO2004046502A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-11-17 AR ARP030104226A patent/AR039451A1/es unknown
-
2004
- 2004-05-05 US US10/470,612 patent/US7008479B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-05-25 NO NO20052503A patent/NO329460B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20040094069A1 (en) | 2004-05-20 |
| US6708760B1 (en) | 2004-03-23 |
| NO20052503L (no) | 2005-06-20 |
| EP1565643B1 (en) | 2009-11-04 |
| US7008479B2 (en) | 2006-03-07 |
| AR039451A1 (es) | 2005-02-23 |
| CA2506554A1 (en) | 2004-06-03 |
| EP1565643A1 (en) | 2005-08-24 |
| CA2506554C (en) | 2011-02-15 |
| US20040226484A1 (en) | 2004-11-18 |
| WO2004046502A1 (en) | 2004-06-03 |
| DE60329935D1 (de) | 2009-12-17 |
| NO20052503D0 (no) | 2005-05-25 |
| AU2003276452A1 (en) | 2004-06-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO329460B1 (no) | Tilsetningsmiddel til sementblanding, sementblanding samt fremgangsmate for a sementere i underjordiske soner | |
| US6273191B1 (en) | Cementing casing strings in deep water offshore wells | |
| EP1341734B1 (en) | Foamed well cement slurries | |
| EP1213270B1 (en) | Well cement fluid loss control additive | |
| US6244343B1 (en) | Cementing in deep water offshore wells | |
| US5897699A (en) | Foamed well cement compositions, additives and methods | |
| US6793730B2 (en) | Methods of cementing | |
| EP1175378B1 (en) | Foamed well cement slurries, additives and methods | |
| US6591910B1 (en) | Methods and compositions for cementing subterranean zones | |
| NO20141321A1 (no) | Aktivatorblanding for aktivering av en stivnbar væske | |
| US7445670B2 (en) | Foamed cement compositions and associated methods of use | |
| US8435344B2 (en) | Biodegradable retarder for cementing applications | |
| NO320532B1 (no) | Fremgangsmate for sementering av underjordiske soner | |
| US7357834B2 (en) | Cement composition for use with a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent | |
| US7861782B2 (en) | Foamed cement compositions, additives, and associated methods | |
| MXPA02000532A (es) | Composiciones de cemento para pozo de baja densidad. | |
| US20170369763A1 (en) | Methylhydroxyethyl cellulose as cement additive for use at elevated temperatures |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |