NO331583B1 - Herdbar punktfluidsammensetning og fremgangsmate for sementering av bronner - Google Patents

Herdbar punktfluidsammensetning og fremgangsmate for sementering av bronner Download PDF

Info

Publication number
NO331583B1
NO331583B1 NO20005828A NO20005828A NO331583B1 NO 331583 B1 NO331583 B1 NO 331583B1 NO 20005828 A NO20005828 A NO 20005828A NO 20005828 A NO20005828 A NO 20005828A NO 331583 B1 NO331583 B1 NO 331583B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
composition
approx
weight
hardenable
fluid
Prior art date
Application number
NO20005828A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20005828D0 (no
NO20005828L (no
Inventor
Jiten Chatterji
James E Griffith
Bryan K Waugh
Ricky A Cox
Original Assignee
Halliburton Energy Serv Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Serv Inc filed Critical Halliburton Energy Serv Inc
Publication of NO20005828D0 publication Critical patent/NO20005828D0/no
Publication of NO20005828L publication Critical patent/NO20005828L/no
Publication of NO331583B1 publication Critical patent/NO331583B1/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502Oil-based compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02Compositions 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
    • C04B28/021Ash cements, e.g. fly ash cements ; Cements based on incineration residues, e.g. alkali-activated slags from waste incineration ; Kiln dust cements
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/18Compositions 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 mixtures of the silica-lime type
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2201/00Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values
    • C04B2201/20Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values for the density
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02WCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
    • Y02W30/00Technologies for solid waste management
    • Y02W30/50Reuse, recycling or recovery technologies
    • Y02W30/91Use of waste materials as fillers for mortars or concrete
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927Well cleaning fluid
    • Y10S507/928Spacing slug or preflush fluid

Abstract

Forbedrede herdbare punktfluidsammensetninger og fremgangsmåter er tilveiebrakt. De herdbare punktfluidsammensetningene består grunnleggende av en hydraulisk herdbar komponent bestående av flyveaske, et fluidtapskontrolladditiv, et gelstyrkeinhiberende additiv, et herderetarderende additiv og vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 12 til ca. 15 pund per gallon.

Description

Foreliggende oppfinnelse angår herdbare puriktfluidsarnrnensetninger og fremgangsmåter for anvendelse av sammensetningene ved sementering av brønner.
Hydrauliske sementsammensetninger anvendes ofte ved konstruksjon av olje- og gassbrønner. For eksempel blir hydrauliske sementsammensetninger anvendt i primære sementeringsoperasjoner hvorved rørstrenger slik som fåringsrør og forlengingsrør sementeres i borehullet. Ved utføring av primær sementering blir en hydraulisk sementsammensetning pumpet inn i rørrommet mellom veggene til et borehull og eksteriøroverflatene til rørstrengen anbrakt deri. S ementsammens etningen tillates å herde i rørrommet og danner dermed en ringformet kappe av herdet i det vesentlige impermeabel sement deri. Sementkappen støtter fysisk og posisjonerer rørstrengen i borehullet og binder eksteriøroverflatene til rørstrengen til veggene i borehullet hvorved uønsket migrasjon av fluider mellom soner eller formasjoner penetrert av borehullet hindres.
Et antall borefluider anvendes ved boring av brønner. De mest vanlig anvendte borefluidene er faste stoffer som inneholder vannbaserte geler som kan gis vekt ved partikulært vektmateriale slik som barytt. I løpet av boringen av borehullet blir borefluidet som anvendes sirkulert gjennom borerøret og borekronen og deretter oppover gjennom borehullet til overflaten. Borerfluidet smører borekronen og tar med seg borekaks til overflaten hvor borekaksen og gassen fjernes fra borefluidet. Mens borefluidene ikke er herdbare, herder de ikke til harde impermeable forseglende masser når statiske borefluider øker i gelstyrke over tid. Typisk, etter at et borehull er boret til ferdig dybde, blir borerøret og borekronen trukket ut av borehullet, og borefluidet blir igjen i borehullet for å tilveiebringe hydrostatisk trykk på permeable formasjoner penetrert av borehullet og hindrer dermed strøm av formasjonsfluider inn i borehullet.
Den neste operasjonen i fullføring av borehullet omfatter vanligvis å kjøre en rørstreng, for eksempel fåringsrør, inn i borehullet. Avhengig av dybden av borehullet og om det er problemer med å kjøre en rørstreng deri, kan borefluidet holde seg relativt statisk i borehullet i løpet av opp til 2 uker. I løpet av denne tiden vil det stagnerte borefluidet progressivt øke i gelstyrke hvorved porsjonene av borefluid i borehullet blir i økende grad vanskelig å erstatte.
Etter at rørstrengen er blitt kjørt inn i borehullet, er den neste operasjonen som utføres vanligvis primær sementering. Det betyr at rørstrengen anbrakt i borehullet sementeres ved å pumpe en sementsammensetning gjennom rørstrengen og inn i rørrommet mellom rørstrengen og veggene i borehullet hvorved borefluidet i rørrommet erstattes derfra med sementsammensetningen. Mens et antall teknikker er blitt utviklet for å forbedre erstatningen av borefluid fra rørrommet, hvis borefluidet har utviklet gelstyrke på grunn av at borefluidet har vært værende i borehullet i en lang tidsperiode, blir porsjonene av borefluid i borehullet omgått av sementsammensetningen. Siden borefluidet ikke er herdbart, dvs. det herder ikke til en tilstrekkelig fast masse til å motstå at formasjons-fluidene trenger inn og strømmer inn i borehullet, kommer formasjonsfluider inn og strømmer i borehullet som er svært uønsket.
Hittil er herdbare punktfluidsammensetninger blitt utviklet og anvendt i brønner for forskjellige formål som inkluderer tidlig erstatning av borerfluid fra borehullene. Imidlertid har de herdbare punktfluidene i teknikkens stand inkludert masovnslagg og andre hydrauliske komponenter som herder sakte ved relativt lave temperaturer, dvs. temperaturer lavere enn ca. 90°F (32,2°C). I tillegg er slagginnholdende herdbare punktfluider intolerante overfor sementsammensetnmgsforurensninger; dvs. hvis brønnsementen blandes med slike punktfluider, vil punktfluidiene herde prematurt. For å hindre en slagginneholdende punktfiuid fra prematur herding, må en svært sterk herderetardant tilsettes til punktfluidet og punktfluidet må separeres fra sementsammensetningen av et mellomromsfluid. Hvis innbyrdes blanding mellom sementsammensetningen og herderetardantpunktfluidet finner sted, kan sementsammensetningen hindres fra herding av den sterke herderetardanten i punktfluidet.
Således er det et behov for forbedrede herdbare punktfluidsammensetninger som kan anvendes for å unngå brønnsementeringsproblemer av typen beskrevet ovenfor i underjordiske temperaturer over 90°F (32,2°C).
Ifølge oppfinnelsen er det tilveiebrakt herdbare punktfluidsammensetninger og fremgangsmåter for anvendelse av sammensetningene ved brønnsementering ved temperaturer opp til ca. 150°F (65,6°C) som imøtekommer de ovenfor beskrevne behovene og overkommer svakhetene i litteraturen.
De herdbare punktfluidsammensetmngene ifølge oppfinnelsen er særpreget ved at de inbefatter: en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra gruppen som består av ASTM klasse C eller ekvivalent flygeaske og ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde;
et fluidtapskontrolladditiv;
et gelstyrkeinhiberende additiv;
et herderetarderende additiv; og
vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon).
Når mengden av vann som kreves i en herdbar punktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen for å oppnå en ønsket tetthet produserer fritt vann i sammensetningen, kan et fritt vann kontrollmiddel slik som bentonitt, amorf silika eller hydroksyetylcellulose inkluderes i sammensetningen for å omdanne fritt vann til en gel.
Fordi de herdbare punlctfluidsanmiensetningene ifølge oppfinnelsen er tolerante for brønnsementforurensninger, er ikke overskudd eller svært sterke herderetardanter nødvendig å inkludere i sanmiensetningene. Videre, når man erstatter en herdbar puriktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen med en brønnsementsammensetning, er det ikke nødvendig med et mellomromsfluid mellom punktfluidsammensetningen og brønnsementsammensetningen, og det er ikke nødvendig å anvende et mellomrom for å forbedre erstatningen til det herdbare punktfluidet siden eventuelt forbigått herdbart punktfluid vil herde med tiden.
Forbedrede fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen for sementering av en rørstreng slik som et foringsrør i et borehull som inneholder borefluid med en sementsammensetning består grunnleggende av trinnene med å fremstille en herdbar punktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen, pumpe den herdbare punktfluidsammensetningen inn i borehullet for å erstatte minst en del av borefluidet fra borehullet, hvorved borefluidet hindres fra å være igjen i borehullet og progressivt øke gelstyrken over tid deri, kjøre rørstrengen som skal sementeres inn i borehullet hvorved rørstrengen og borehullet i det minste delvis fylles med det herdbare punktfluidet, pumpe og anbringe sementsammensetningen gjennom rørstrengen og inn i rørrommet mellom rørstrengen og veggene til borehullet hvorved borefluidet og den herdbare punktfluidsammensetningen i rørstrengen og i rørrommet erstattes derfra unntatt deler av den herdbare punktfluidsammensetningen som er igjen i frakturene eller andre permeable soner i borehullet, og tillate at sementeammensetaingen i rørrommet og eventuell herdbar punktfluidsammensetning som er igjen i frakturene eller andre permeable soner herder til en hard impermeabel masse deri.
Det er derfor et generelt formål med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe forbedrede herdbare punktfluidsarmnensetninger og fremgangsmåter for anvendelse av sarnmensetningene ved sementering av brønner.
Andre og ytterligere formål, trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelsen vil være klart for fagmannen etter å lese beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer som følger.
De forbedrede herdbare punktfluidsammensetningene ifølge oppfinnelsen for anvendelse ved sementering av brønner ved temperaturer opp til ca. 150°F (65,6°C) består grunnleggende av en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra ASTM klasse C eller ekvivalent flygeaske eller ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde, et fluidtapskontrolladditiv for å hindre tap av vann fra sammensetningen til permeable underjordiske formasjoner, et gelstyrkeinhiberende additiv for å hindre sammensetningen å oppnå gelstyrke i en til å begynne med relativt lang tidsperiode, et herderetarderende additiv for å forsinke herdingen av sammensetningen til en hard impermeabel masse i en relativt lang tidsperiode og vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon).
Begrepet "herdbar(e) punktfluidsarnmensetning(er)" blir anvendt heri for å bety et fluid som over tid vil herde til en impermeabel masse som har tilstrekkelig sammen-presningsstyrke til å hindre uønsket inntrengning og strømning av formasjonsfluider inn i borehullet, men som ikke herder i løpet av en ønskelig, relativt lang tidsperiode i området fra ca. 2 dager til ca. 2 uker eller mer. I løpet av denne tiden kan en rørstreng, f. eks. foringsrør, plasseres i borehullet og vanlige sementeringsoperasjoner kan fullføres.
Flygeaske fremstilles ved forbrenning av pulverisert kull med en tvungen luft-sirkulasjon. Flygeasken som bæres av flygassene utvinnes for eksempel ved elektro-statiske presipitatorer. ASTM klasse C eller flygeasken inneholder både silika og kalk, og når den blandes med vann, dannes en sementholdig blanding som herder til en hard impermeabel masse, dvs. kalsiumsilikathydrat. Klasse F flygeaske inneholder ikke kalk, og en kalsiumionekilde er påkrevet for at den skal danne en sementholdig sammensetning med vann. Generelt blir kalk blandet med klasse F eller ekvivalent flygeaske i en mengde i området fra ca. 0 til ca, 25 vekt-% av flygeaske. Av de to formene flygeaske som er kommersielt tilgjengelig, dvs. ASTM klasse C eller ASTM klasse F, er ASTM klasse F sammen med kalk foretrukket anvendt i henhold til den foreliggende oppfinnelsen.
Et antall fluidtapskontrolladditiver kan anvendes ifølge oppfinnelsen som er kjente for fagmannen. Et foretrukket slikt fluidtapskontrolladditiv er en podet polymer som har en ryggrad utvalgt fra gruppen som består av lignin, lignitt og deres salter og podede grupper av minst én av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril eller N,N-dimetylakrylamid eller deres salter. De ovenfor beskrevne fluidtapsadditivene er beskrevet i detalj i US-patent nr. 4.676.317 til Fry et al., 30. juni 1987, som er innbefattet heri med referanse. Et annet slikt fluidtapskontrolladditiv for anvendelse ifølge oppfinnelsen er et randomisert polymerisasjonsprodukt av to eller tre forskjellige vinyhnneholdende monomerer som inkluderer et vinylamidmorfohnderivat. Et slikt fluidtapskontrolladditiv er beskrevet i detalj i US-patent nr. 5.988.279 til Udarbe et al., 23. november 1999, som er innbefattet heri med referanse. Av de ovenfor beskrevne fluidtapskontrolladditivene er en podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakryl-amid eller deres salter mest foretrukket. Fluidtapskontrolladditivet som anvendes er inkludert i en forbedret herdbar punktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen i en generell mengde på fra ca. 0,1 til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i den herdbare punktfluidsammensetningen, mer foretrukket i en mengde i området fra ca. 0,4% til ca. 0,75%.
Gelstyrkeinhiberende additiver anvendelige ifølge oppfinnelsen som også fungerer til å redusere fluidtap er foretrukket utvalgt fra kopolymerer og kopolymersalter av N,N-dimetylakrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre. Disse fluidtapskontrolladditivene er beskrevet i US-patent nr. 4.555.269 til Rao et al., 26. november 1985, som er innbefattet heri med referanse. Det gelstyrkeinhiberende additivet som anvendes inkluderes generelt i en herdbar punktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 0,1 til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen, mer foretrukket i en mengde i området fra ca. 0,4% til ca. 0,75%.
Det herderetarderende additivet er foretrukket utvalgt fra ammonium, alkalimetall, jordalkalimetall eller andre metallsalter av sulfoalkylert lignin. Slike herderetarderende additiver er beskrevet i detalj i US-patent nr. Re. 31.190 gjentildelt til Detroit et al., 29. mars 1983, som er innbefattet heri med referanse. Det mest foretrukne herderetarderende additivet av denne typen er kalsiumsaltet av sulfometylert lignin. Det herderetarderende additivet inkluderes i en herdbar puriktfluidsarnmensetaing ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2 vekt-% av hydraulisk herdbar komponent i sammensetningen.
Som nevnt, kan vannet som anvendes i de herdbare punktfluidsammensetningene ifølge oppfinnelsen være ferskvann eller saltvann avhengig av den bestemte tettheten til sammensetningen som kreves. Begrepet "saltvann" slik det anvendes heri er ment umettet saltvann eller mettet saltvann som inkluderer saltoppløsning og sjøvann. Vannet inkluderes i de herdbare punktfluidsammensetningene ifølge oppfinnelsen tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca.
15 pund per gallon).
For å hindre tilstedeværelsen av fritt vann i de herdbare punktfluidsammensetningene, kan et fritt vann kontrolladditiv utvalgt fra bentonitt, amorf silika og hydroksyetylcellulose inkluderes i sammensetningene. Av de foregående fritt vann kontroll-additivene er bentonitt foretrukket. Når det anvendes, er fritt vann kontrolladditivet til stede i sammensetningen ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 1 vekt-% til ca. 5 vekt-% av hydraulisk herdbar komponent i sammensetningene.
Den mest foretrukne herdbare punktfluidsammensetningen ifølge oppfinnelsen består av hydraulisk herdbar sement som innbefatter ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske; hydratisert kalle til stede i sarmnensetningen i en mengde på ca. 5 vekt-% av hydraulisk herdbar komponent i sammensetningen; et fluidtapskontrolladditiv som består av podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-akrylamido-2-metyl-propansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,4 vekt-% til ca. 0,75 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; et gelstyrkeinhiberende additiv som innbefatter en kopolymer av N,N-dimetylakrylamid og 2-akrylamido-2-metyl-propansulfonsyre til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,4 vekt-% til ca. 0,75 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sanmiensetningen; et herderetarderende additiv som innbefatter kalsiumsaltet av et sulfometylert lignin til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; og vann utvalgt fra gruppen som består av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon).
Sammensetningen ovenfor kan også inkludere et fritt vann kontrolladditiv bestående av bentonitt til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 2 vekt-% til ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sarnmensetningen.
I henhold til fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen, når et borehull bores til full dybde og før borefluidet i borehullet har hatt en sjanse til å oppnå tilstrekkelig gelstyrke, blir borefluidet i det minste delvis erstattet med en forbedret herdbar punktfluidsammen-setnhig ifølge oppfinnelsen. Borefluidet blir vanligvis erstattet med den herdbare punktfluidsammensetningen til et nivå over de delene av borehullet som inneholder frakturer, druserom (vugs) og andre permeable områder eller soner. Punktfluidsammensetningen øker ikke gelstyrken med tiden som borefluidet, og er enkel å erstatte etter at den er blitt statisk i borehullet i lang tid, f. eks. en tidsperiode opp til ca. to uker. Fordi borehullet ikke har en sjanse til å øke i gelstyrke og fordi borerøret inkluderer stor diameter borekranser og lignende som forårsaker høy annular hastighet, blir erstatning av borefluidet oppnådd ved den herdbare punktfluidsammensetningen ifølge oppfinnelsen.
Etter at borehullet i det minste delvis er fylt med punktfliiidsammensetningen, blir rørstrengen som skal sementeres kjørt inn i borehullet. Avhengig av hvor mye borefluid som tidligere er blitt erstattet, og hvis rørstrengen ikke flyter inn i borehullet mens den fylles med punktfluidsammensetning, vil noe borefluid bli igjen i rørstrengen. Når brønnsementsammensetningen blir pumpet gjennom rørstrengen inn i rørrommet, blir borefluidet og punktfluidsammensetningen i rørstrengen og rørrommet erstattet foran brømsementsammensetningen. Fordi rørrommet inneholder punktfluidsammensetningen, vil eventuell borefluid som kommer inn i rørrommet ikke ha tid til å øke i gelstyrke deri og vil enkelt erstattes derfrå av brønnsementsammensetningen. Den herdbare punktfluidsammensetningen, hvis til stede, som er igjen i frakturene eller andre permeable områder eller soner i borehullet vil til slutt herde og dermed hindre innstrømning av formasjonsfluider i rørrommet.
Således er en forbedret fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen for sementering av en rørstreng i et borehull som inneholder borefluid med en boresementsammensetning særpreget ved at den innbefatter følgende trinn:
(a) fremstille en herdbar punktfluidsammensetning innbefattende en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra gruppen som består av ASTM klasse C eller lignende flygeaske og ASTM klasse F eller lignende flygeaske sammen med en kalsiumkilde, et fluidtapskonti-olladditiv, et gelstyrkeinhiberende additiv, et herderetarderende additiv og vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca, 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon); (b) pumpe den herdbare punktfluidsammensetningen inn i borehullet for å fordrive minst en del av borefluidet ut av borehullet og dermed hindre borefluidet fra å være igjen i frakturer eller andre permeable soner i borehullet og progressivt øke i gelstyrke over tid deri; (c) kjøre rørstrengen som skal sementeres inn i borehullet hvorved rørstrengen og borehullet i det minste delvis blir fylt med det herdbare punktfluidet; (d) pumpe og fortrenge sementsammensetningen gj ennom rørstrengen og inn i rørrommet mellom rørstrengen og veggene til borehullet hvorved borefluidet og den herdbare punktfluidsammensetningen i rørstrengen og rørrommet blir fortrengt derfra unntatt deler av det herdbare punktfluidsammensetningen som kan være igjen i frakturer eller andre permeable soner deri; og (e) tillate at sementsammensetningen i rørrommet og eventuell herdbar punktfluidsammensetning som er igjen i frakturene eller andre permeable soner deri herder til en hard impermeabel masse deri.
For å illustrere sammensetningene og fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen er følgende eksempel gitt.
Eksempel
Et basis herdbart punktfluid uten additiver ble fremstilt bestående av 33,6 kg (74 pund) ASTM klasse F flygeaske, 1,7 kg (3,7 pund) kalk (5 vekt-% av flygeaske) og 17,41 (4,59 gallon) syntetisk sjøvann. Den resulterende slurryen har en tetthet på 1,65 kg/l (13,8 pund per gallon). Et fluidtapskontrolladditiv, et gelstyrkeinhiberende additiv og et herderetarderende additiv ble tilsatt til første og andre testporsjon av basis-slurryen i forskjellige mengder. Et fritt vann kontrollmiddel ble også tilsatt til den første porsjonen. Reologien til den første og andre testporsjonen ble bestemt ved anvendelse av et Fann viskometer i henhold til standard testprosedyrene fremsatt i API Specification For Material And Testing For Well Cements. API RP 10B, 21. utgave datert 1. september 1991, til American Petroleum Institute, Washington D.C. Herdbare punktfluidsammensetningstesten og testresultatene er fremsatt i Tabell I nedenfor. Fra Tabell I fremgår det at de herdbare punktflm^sairmiensetningene som ble testet hadde gode reologier for funksjonene som erstatningsfluider.
De herdbare punktfluidsammemetningene gitt i Tabell I ble testet for gelstyrke ved 80°F (26,7°C) over tid, fluidtap ved 80°F (26,7°C) og herdetid ved 150°F (65,6°C). Testresultatene fra disse testene er fremsatt i Tabell II nedenfor. Fra Tabell II fremgår det at gelstyrkene til de testede herdbare punktfluidsammensetningene forholdt seg stabile, sammensetningene hadde lavt fluidtap og sammensetningene herdet ikke i løpet av 11 dager.
Således er den foreliggende oppfinnelsen godt egnet for å oppnå de formål og fordeler nevnt så vel som de som er iboende deri. Fordi et antall forandringer kan gjøres av fagmannen, er slike forandringer innbefattet innenfor omfanget av den foreliggende oppfinnelsen som definert ved de vedlagte krav.

Claims (22)

1. En forbedret herdbar punktfliudsammenserriing for anvendelse ved sementering av brønner,karakterisert vedat den innbefatter: en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra gruppen som består av ASTM klasse C eller ekvivalent flygeaske og ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde; et fluidtapskontrolladditiv; et gelstyrkeinhiberende additiv; et herderetarderende additiv; og varm utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon).
2. Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte hydrauliske herdbare komponent er ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde.
3. Sammensetning ifølge krav 2,karakterisert vedat nevnte kalsiumkilde er hydratisert kalk.
4. Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte fluidtapskontrolladditiv er utvalgt fra gruppen som består av en podet polymer som har en ryggrad utvalgt fra gruppen som består av lignin, hgnitt eller deres salter og minst én podet gruppe av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril eller N,N-dimetylakiylamid eller deres salter og et randomisert polymerisasjonsprodukt av to eller tre forskjellige vinylinneholdende monomerer som inkluderer et vinylamidmorfolinderivat.
5. Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte fluidtapskontrolladditiv er en podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-alo7larmdo-2-metylpropansulfonsyre)akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter og er til stede i sammensetningen i en mengde i omradet fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
6. Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte gelstyrkeinhiberende additiv er utvalgt fra gruppen som består av kopolymerer og kopolymersalter av N,N-dimetylakrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfon-syre og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
7. Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte herderetarderende additiv er utvalgt fra gruppen som består av ammonium, alkalimetall, jordalkalimetall og andre metallsalter av et sulfoalkylert Ugnin.
8. Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte herderetarderende additiv er kalsiumsaltet av et sulfometylert lignin og er til stede i sarmnensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca, 2 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
9. Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat den videre innbefatter et fritt vann kontrolladditiv utvalgt fra gruppen som består av bentonitt, amorf silika og hydroksyetylcellulose.
10. Sammensetning ifølge krav 9,karakterisert vedat fritt vann kontrolladditivet er bentonitt til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 1 vekt-% til ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
11. Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat: nevnte hydrauliske herdbare komponent er ASTM klasse F flygeaske sammen med hydratisert kalk til stede i sammensetningen i en mengde på ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; nevnte fluidtapskontrolladditiv består av en podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,4 vekt-% til ca. 0,75 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; nevnte gelstyrkeinhiberende additiv består av en kopolymer av N,N-dimetyl-akrylamid og 2-alCTylamido-2-metylpropansulfonsyre til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,4 vekt-% til ca. 0,75 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; og nevnte herderetarderende additiv består av kalsiumsaltet av et sulfometylert lignin til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
12. Sammensetning ifølge krav 11,karakterisert vedat den videre innbefatter et fritt vann kontrolladditiv som består av bentonitt til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 2 vekt-% til ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
13. En forbedret fremgangsmåte for sementering av en rørstreng i et borehull som inneholder borefluid med en sementsammensetning,karakterisert vedat den innbefatter følgende trinn: (a) fremstille en herdbar punktfluidsammensetning innbefattende en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra gruppen som består av ASTM klasse C eller lignende flygeaske og ASTM klasse F eller lignende flygeaske sammen med en kalsiumkilde, et fluidtapskontrolladditiv, et gelstyrkeinhiberende additiv, et herderetarderende additiv og vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i omradet fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon); (b) pumpe den herdbare punktfluidsarnmensemirigen inn i borehullet for å fordrive minst en del av borefluidet ut av borehullet og dermed hindre borefluidet fra å være igjen i frakturer eller andre permeable soner i borehullet og progressivt øke i gelstyrke over tid deri; (c) kjøre rørstrengen som skal sementeres inn i borehullet hvorved rørstrengen og borehullet i det minste delvis blir fylt med det herdbare punktfluidet', (d) pumpe og fortrenge sementsammensetningen gjennom rørstrengen og inn i rørrommet mellom rørstrengen og veggene til borehullet hvorved borefluidet og den herdbare punktfluidsammensetningen i rørstrengen og rørrommet blir fortrengt derfra unntatt deler av den herdbare punktfluidsammensetningen som kan være igjen i frakturer eller andre permeable soner deri; og (e) tillate at sementsammensetningen i rørrommet og eventuell herdbar punktfluid-sanmensetnhig som er igjen i frakturene eller andre permeable soner deri herder til en hard impermeabel masse deri.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte hydrauliske herdbare komponent i den herdbare punktfluidsammensetningen er ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14,karakterisert vedat nevnte kalsiumkilde i den herdbare punktfluidsammensetningen er kalk.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte fluidtapskontrolladditiv i den herdbare punktfluidsammensetningen er utvalgt fra gruppen som består av en podet polymer som har en ryggrad utvalgt fra gruppen som består av lignin, lignitt og deres salter og minst én podet gruppe av 2-akrylamido-2- metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylarnid eller deres salter og et randomisert polymerisasjonsprodukt av to eller tre forskjellige vinylinneholdende monomerer som inkluderer et vinylamidmorfolinderivat.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte fluidtapskontrolladditiv i den herdbare punktfluidsammensetningen er en podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte gelstyrkeinhiberende additiv i den herdbare punktfluidsammensetningen er utvalgt fra gruppen som består av kopolymerer og kopolymersalter av N,N-dimetyl-akrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte herderetarderende additiv i den herdbare punktfluidsammensetningen er utvalgt fra gruppen som består av ammonium, alkalimetall, jordalkalimetall og andre metallsalter av et sulfoalkylert lignin.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte herderetarderende additiv i den herdbare punkrflmdsammensetningen er kalsiumsaltet av et sulfometylert lignin og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat sammensetningen videre innbefatter et fritt vann kontrolladditiv utvalgt fra gruppen som består av bentonitt, amorf silika og hydroksyetylcellulose.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 21,karakterisert vedat nevnte fritt vann kontrolladditiv er bentonitt til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 1 vekt-% til ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
NO20005828A 1999-12-16 2000-11-17 Herdbar punktfluidsammensetning og fremgangsmate for sementering av bronner NO331583B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/465,483 US6138759A (en) 1999-12-16 1999-12-16 Settable spotting fluid compositions and methods

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20005828D0 NO20005828D0 (no) 2000-11-17
NO20005828L NO20005828L (no) 2001-06-18
NO331583B1 true NO331583B1 (no) 2012-01-30

Family

ID=23847991

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20005828A NO331583B1 (no) 1999-12-16 2000-11-17 Herdbar punktfluidsammensetning og fremgangsmate for sementering av bronner

Country Status (7)

Country Link
US (1) US6138759A (no)
EP (1) EP1112985B1 (no)
BR (1) BR0003382A (no)
CA (1) CA2314816C (no)
DE (1) DE60016550T2 (no)
MX (1) MXPA00007641A (no)
NO (1) NO331583B1 (no)

Families Citing this family (105)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6716282B2 (en) 2000-07-26 2004-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells
US6666268B2 (en) 2000-07-26 2003-12-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells
US6315042B1 (en) * 2000-07-26 2001-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Oil-based settable spotting fluid
US6668929B2 (en) 2000-07-26 2003-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells
US7066284B2 (en) 2001-11-14 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell
US6770604B2 (en) * 2002-02-08 2004-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. High temperature viscosifying and fluid loss controlling additives for well cements, well cement compositions and methods
WO2003070655A1 (en) * 2002-02-20 2003-08-28 Flowable Fill, Ltd. Controlled low strength flowable fill composition
US6644405B2 (en) * 2002-03-21 2003-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods
US7150321B2 (en) * 2002-12-10 2006-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing settable spotting fluids
US7147067B2 (en) 2002-12-10 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing drilling fluids
US7544640B2 (en) 2002-12-10 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing treating fluid
US7048053B2 (en) * 2002-12-10 2006-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite compositions having enhanced compressive strength
US7140439B2 (en) 2002-12-10 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing remedial compositions
US7140440B2 (en) 2002-12-10 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss additives for cement slurries
US6964302B2 (en) 2002-12-10 2005-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing cement composition
US7344592B2 (en) * 2003-03-10 2008-03-18 Flowable Fill, Ltd. Controlled low strength flowable fill composition with iron chelating compounds
US6908508B2 (en) 2003-06-04 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Settable fluids and methods for use in subterranean formations
US7147056B2 (en) * 2003-08-12 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean fluids and methods of using these fluids in subterranean formations
US7198104B2 (en) * 2003-08-12 2007-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean fluids and methods of cementing in subterranean formations
US7413014B2 (en) * 2003-12-19 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed fly ash cement compositions and methods of cementing
US20060272819A1 (en) * 2004-01-16 2006-12-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents, and associated methods
US20050155763A1 (en) * 2004-01-16 2005-07-21 Reddy B. R. Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use
US6981491B2 (en) * 2004-01-30 2006-01-03 Siemens Vdo Automotive Corporation Coupling valve structure for fuel supply module
US7156174B2 (en) 2004-01-30 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Contained micro-particles for use in well bore operations
US7445669B2 (en) 2005-09-09 2008-11-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
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
US7252147B2 (en) * 2004-07-22 2007-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure
US7290611B2 (en) * 2004-07-22 2007-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for cementing wells that lack surface casing
US7290612B2 (en) * 2004-12-16 2007-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for reverse circulation cementing a casing in an open-hole wellbore
US7297664B2 (en) * 2004-07-28 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor
US7259130B2 (en) * 2004-08-03 2007-08-21 Halliburton Energy Services, Inc. Set-on demand, ester-based wellbore fluids and methods of using the same
US7128149B2 (en) * 2004-08-24 2006-10-31 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and methods for improved fluid displacement in subterranean formations
US7322412B2 (en) 2004-08-30 2008-01-29 Halliburton Energy Services, Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
US7182137B2 (en) * 2004-09-13 2007-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Cementitious compositions containing interground cement clinker and zeolite
US7111684B2 (en) * 2004-09-14 2006-09-26 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean fluids having improved environmental characteristics and methods of using these fluids in subterranean formations
US7219733B2 (en) * 2004-09-29 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite compositions for lowering maximum cementing temperature
US7303014B2 (en) 2004-10-26 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations
US7284608B2 (en) * 2004-10-26 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations
US7303008B2 (en) 2004-10-26 2007-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations
US7270183B2 (en) 2004-11-16 2007-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing methods using compressible cement compositions
US7201798B2 (en) * 2005-05-05 2007-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations
US20060249289A1 (en) * 2005-05-05 2006-11-09 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations
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
US7341106B2 (en) * 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
US7544641B2 (en) * 2005-08-17 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations
US7350576B2 (en) * 2005-08-17 2008-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing subterranean formations using rapid setting plugging compositions
US20090188312A1 (en) * 2005-08-24 2009-07-30 Sears Dealy T Apparatus and Methods for Improved Fluid Compatibility in Subterranean Environments
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
US8522873B2 (en) 2005-09-09 2013-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
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
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
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
US8281859B2 (en) 2005-09-09 2012-10-09 Halliburton Energy Services Inc. Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size
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
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
US7174962B1 (en) 2005-09-09 2007-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust
US7607484B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use
US7395860B2 (en) 2005-09-09 2008-07-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using foamed settable compositions comprising cement kiln dust
US7077203B1 (en) 2005-09-09 2006-07-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust
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
US9809737B2 (en) 2005-09-09 2017-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use
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
US8505629B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
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
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
US8333240B2 (en) 2005-09-09 2012-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations
US7478675B2 (en) 2005-09-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods
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
US8505630B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating spacer fluids 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
US8950486B2 (en) 2005-09-09 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use
US7335252B2 (en) 2005-09-09 2008-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust
US8403045B2 (en) 2005-09-09 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
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
US7357181B2 (en) * 2005-09-20 2008-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus for autofill deactivation of float equipment and method of reverse cementing
US20070089678A1 (en) * 2005-10-21 2007-04-26 Petstages, Inc. Pet feeding apparatus having adjustable elevation
US7533729B2 (en) 2005-11-01 2009-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse cementing float equipment
US7296626B2 (en) 2005-11-08 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Liquid additive for reducing water-soluble chromate
US7199086B1 (en) 2005-11-10 2007-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spotting compositions comprising cement kiln dust
US7284609B2 (en) 2005-11-10 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust
US7392840B2 (en) * 2005-12-20 2008-07-01 Halliburton Energy Services, Inc. Method and means to seal the casing-by-casing annulus at the surface for reverse circulation cement jobs
JP4410195B2 (ja) * 2006-01-06 2010-02-03 株式会社東芝 半導体装置及びその製造方法
US20070201305A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for centralized proppant storage and metering
US7338923B2 (en) 2006-04-11 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable drilling fluids comprising cement kiln dust
US7204310B1 (en) 2006-04-11 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust
US7575055B2 (en) * 2006-07-05 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Storable nonaqueous cement slurries and methods of using same
US7597146B2 (en) * 2006-10-06 2009-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for completion of well bores
US7533728B2 (en) 2007-01-04 2009-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Ball operated back pressure valve
US7523784B2 (en) 2007-01-11 2009-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations
US7576040B2 (en) * 2007-01-11 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives
US7360598B1 (en) 2007-02-05 2008-04-22 Halliburton Energy Services, Inc, Method of using lignite grafted fluid loss control additives in cementing operations
US7388045B1 (en) 2007-02-05 2008-06-17 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising lignite grafted fluid loss control additives
US20080196889A1 (en) * 2007-02-15 2008-08-21 Daniel Bour Reverse Circulation Cementing Valve
US7614451B2 (en) 2007-02-16 2009-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Method for constructing and treating subterranean formations
US9206344B2 (en) 2007-05-10 2015-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions and methods utilizing nano-particles
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
US9199879B2 (en) 2007-05-10 2015-12-01 Halliburton Energy Serives, Inc. Well treatment compositions 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
US9512351B2 (en) 2007-05-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
US7654324B2 (en) 2007-07-16 2010-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse-circulation cementing of surface casing
US20150315875A1 (en) * 2014-04-30 2015-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Red Mud Solids in Spacer Fluids
US11225596B2 (en) * 2019-09-25 2022-01-18 Halliburton Energy Services, Inc. Combination of fluid loss control additive and lost circulation materials to control losses in formation

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US31190A (en) * 1861-01-22 Improvement in harpoon-guns
US2815294A (en) * 1954-12-22 1957-12-03 Jules E Havelin Stabilized soil
US3876005A (en) * 1972-01-24 1975-04-08 Halliburton Co High temperature, low density cementing method
USRE31190E (en) 1976-02-02 1983-03-29 Halliburton Company Oil well cementing process
US4210457A (en) * 1978-10-12 1980-07-01 W. R. Grace & Co. Portland cement-fly ash-aggregate concretes
US4470463A (en) * 1983-01-27 1984-09-11 The Dow Chemical Company Well treating process and composition
US4555269A (en) * 1984-03-23 1985-11-26 Halliburton Company Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions
US4671357A (en) * 1984-09-28 1987-06-09 Exxon Production Research Co. Method of cementing a casing in a borehole
JPH0611659B2 (ja) * 1986-02-14 1994-02-16 宇部興産株式会社 低吸水性人工軽量骨材の製造方法
US4676317A (en) * 1986-05-13 1987-06-30 Halliburton Company Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations
FR2623221B1 (fr) * 1987-11-13 1991-11-29 Bonier Sahuc Monique Produit stabilisateur des sols en place et methode de mise en oeuvre
US4997484A (en) * 1987-12-11 1991-03-05 Lone Star Industries, Inc. Hydraulic cement and composition employing the same
US5028271A (en) * 1989-07-05 1991-07-02 Nalco Chemical Company Vinyl grafted lignite fluid loss additives
US5464060A (en) * 1989-12-27 1995-11-07 Shell Oil Company Universal fluids for drilling and cementing wells
US5327968A (en) * 1992-12-30 1994-07-12 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5383521A (en) * 1993-04-01 1995-01-24 Halliburton Company Fly ash cementing compositions and methods
US5337824A (en) * 1993-06-28 1994-08-16 Shell Oil Company Coal slag universal fluid
US5355955A (en) * 1993-07-02 1994-10-18 Halliburton Company Cement set retarding additives, compositions and methods
US5415230A (en) * 1994-01-21 1995-05-16 Baroid Technology, Inc. Method and combination for materials for releasing a stuck pipe
US5458195A (en) * 1994-09-28 1995-10-17 Halliburton Company Cementitious compositions and methods
US5585333A (en) * 1994-10-12 1996-12-17 Halliburton Company Hydrocarbon base cementitious drilling fluids and methods
US5472051A (en) * 1994-11-18 1995-12-05 Halliburton Company Low temperature set retarded well cement compositions and methods
US5501277A (en) * 1995-03-06 1996-03-26 Halliburton Company Combating lost circulation during the drilling of wells
US5711383A (en) * 1996-04-19 1998-01-27 Halliburton Company Cementitious well drilling fluids and methods
US5909774A (en) * 1997-09-22 1999-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods
US5988279A (en) * 1997-11-05 1999-11-23 Fritz Industries, Inc. Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing

Also Published As

Publication number Publication date
BR0003382A (pt) 2001-09-18
US6138759A (en) 2000-10-31
NO20005828D0 (no) 2000-11-17
DE60016550T2 (de) 2005-04-21
DE60016550D1 (de) 2005-01-13
EP1112985A2 (en) 2001-07-04
MXPA00007641A (es) 2002-08-20
CA2314816C (en) 2006-10-17
EP1112985B1 (en) 2004-12-08
EP1112985A3 (en) 2001-10-17
NO20005828L (no) 2001-06-18
CA2314816A1 (en) 2001-06-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO331583B1 (no) Herdbar punktfluidsammensetning og fremgangsmate for sementering av bronner
CA2353771C (en) Oil-based settable spotting fluid
US7284609B2 (en) Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust
CA2322937C (en) Cementing wells with crack and shatter resistant cement
US7199086B1 (en) Settable spotting compositions comprising cement kiln dust
US7204310B1 (en) Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust
US7338923B2 (en) Settable drilling fluids comprising cement kiln dust
US20030000423A1 (en) Lightweight well cement compositions and methods
NO326816B1 (no) Sementholdige bronnborevaesker og fremgangsmate til boring av en underjordisk formasjon
EP0712816A1 (en) Set retarded downhole cement composition
WO2007132212A2 (en) Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor
US20220098467A1 (en) Combination of Fluid Loss Control Additive and Lost Circulation Materials to Control Losses in Formation
US8124569B2 (en) Control of the properties of cement slurries of normal densities with optimized polymers combination
US8997866B2 (en) Cement compositions comprising lignite-based grafted copolymers and methods of use
US3197316A (en) Method of cementing a well
US11453816B2 (en) Accelerated cement compositions and methods for treating lost circulation zones
NO337272B1 (no) Lettvekts sementblanding og fremgangsmåte for sementering i underjordisk sone penetrert av borebrønn
DK177670B1 (da) Fremgangsmåder til cementering med letvægtscementsammensætninger
CA2971557C (en) Drilling fluid for coal formations
EP1945733B1 (en) Settable spotting compositions comprising cement kiln dust and methods of using them

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees