NO334795B1 - Fremgangsmåte for å velge en sementblanding blant et sett av sementblandinger, for å tette en underjordisk sone - Google Patents
Fremgangsmåte for å velge en sementblanding blant et sett av sementblandinger, for å tette en underjordisk sone Download PDFInfo
- Publication number
- NO334795B1 NO334795B1 NO20043826A NO20043826A NO334795B1 NO 334795 B1 NO334795 B1 NO 334795B1 NO 20043826 A NO20043826 A NO 20043826A NO 20043826 A NO20043826 A NO 20043826A NO 334795 B1 NO334795 B1 NO 334795B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cement
- well
- data
- accordance
- young
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 216
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 88
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 10
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 8
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 7
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 3
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000011038 discontinuous diafiltration by volume reduction Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- On-Site Construction Work That Accompanies The Preparation And Application Of Concrete (AREA)
Abstract
Fremgangsmåte for å velge en sementblanding blant en rekke sementblandinger til bruk i en underjordisksone penetrert av en borebrønn, omfattende følgende trinn: a) bestemme i det minste én belastningstilstand ved minst én forventet brønnhendelse, idet den totale, maksimale belastningsforskjell for en sementblanding blir bestemt ved bruk av data for sementblandingen, b) bestemme inngående brønndata og c) sammenligne de inngående brønndata og den minst éne belastningstilstand ved brønnhendelse med sementdataene for å finne ut om sementblandingen er egnet til den aktuelle bruk.
Description
Foreliggende oppfinnelse angår generelt en fremgangsmåte for å velge en sementblanding for å tette en underjordisk sone penetrert av en borebrønn. Ved boring og komplettering av olje- og gassbrønner, blir det ofte innført en sementblanding i brønnen for å sementere en rørstreng eller et foringsrør. Ved denne prosessen, kjent som "primær sementering", blir en sementblanding pumpet inn i det ringformede rommet mellom veggene av borebrønnen og foringsrøret. Sementblandingen herder i ringrommet, støtter og posisjonerer foringsrøret, og danner en i hovedsak impermeabel barriere eller sementsjikt som deler brønnen inn i underjordiske soner.
Hvis korttidsegenskapene for sementblandingen, så som tetthet, statisk gelstyrke og reologi er formet etter behovet blir uønsket migrasjon av fluider mellom ulike soner hindret umiddelbart etter primær sementering. Imidlertid kan endringer i form av trykk og temperatur i borebrønnen over dens livstid, kompromittere sonenes integritet. Videre kan aktiviteter som pågår i borebrønnen, så som trykktesting, brønnkomplettering, hydraulisk frakturering og produksjon av hydrokarboner påvirke soneintegriteten. Slik skadet soneintegritet har ofte form av sprekker eller plastisk deformasjon i sementen, eller at sementen løsner fra enten foringsrør eller borebrønnens vegger. Skadet soneintegritet påvirker sikkerheten og krever kostbare utbedrende operasjoner, som kan omfatte å innføre tettende blandinger i borebrønnen for å reetablere tetning mellom sonene.
En rekke sementblandinger er blitt benyttet for primær sementering. Tidligere ble sementblandinger valgt på grunnlag av betraktninger av relativt kort tidshorisont, så som herdetid for sementblandingen. Ytterligere betraktninger angående sementblandingen inkluderte at den skulle være miljømessig akseptabel, blandbar ved overflaten, ikke utfellende ved statiske og dynamiske betingelser, utvikle nær 100 % utfylling ("placement") av ringrommet, motstå innstrømning av fluider og ha ønsket tetthet, tykningstid, væsketap, styrkeutvikling og ikke inneholde fritt vann.
Imidlertid, i tillegg til det som er nevnt over, er det behov for en fremgangsmåte for å velge en sementblanding for å tette en underjordisk sone penetrert av en borebrønn, hvilken metode fokuserer på mer langsiktige forhold, så som opprettholdelse av soneintegritet av sementsjiktet under betingelser som må forventes å oppstå under brønnens levetid.
Fra GINO Dl LULLO ET AL. "Cement for longTerm Isolation- Design Optimization by Computer Modelling and Prediction", SPE #62745, 2000.09.11. er det kjent en fremgangsmåte for å velge en sementblanding beregnet for bruk i en underjordisk sone penetrert av en borebrønn, og fremgangsmåten omfatte trinnene: -å bestemme i det minste én belastingstilstand ved minst én forventet brønnhendelse, idet den totale, maksimale belastningsforskjell foren sementblanding blir bestemt ved bruk av data for sementblanding; -å bestemme inngående brønndata og sammenligne de inngående brønndata og den minste éne belastningstilstand ved brønnhendelse med sementdataene for å finne ut om sementblandingen er egnet for den aktuelle bruk.
Det er fortsatt behov for forbedrede fremgangsmåter med hensyn til å velge sammensetning av sementblandinger for bruk i borebrønner
Foreliggende oppfinnelse
Ovenfor nevnte utfordring er løst ved foreliggende oppfinnelse som definert ved patentkrav 1.
Foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Kort omtale av tegningene
Figur 1 er et flytskjema av en fremgangsmåte for å velge mellom en gruppe av sementblandinger i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.
Figur 2a er en graf som viser forholdet mellom svinn og tid for herdende sementblanding.
Figur 2b er en graf som viser forholdet mellom stivhet og tid for herdende sementblanding
Figur 2c er en graf som viser forholdet mellom svikt og tid for herdende sementblanding
Figur 3a viser skjematisk et tverrsnitt av en del av en brønn etter primær sementering.
Figur 3b viser en detalj fra figur 3a.
Figur 4 viser skjematisk en brønn med en graf som viser løsrivelse av sementsjiktet.
Figur 6 viser skjematisk en brønn med en graf som viser fravær av løsrivelse av sementsjiktet.
Figur 7 viser skjematisk en brønn som ikke oppviser plastisk deformasjon i sementsjiktet.
Figur 8 a er en graf som viser forholdet radiell belastning i foringsrør, sement og fjell når trykket inne i foringsrøretøker. Figur 8b er en graf som viser tangentiell belastning inne i foringsrør, sement og fjell når trykket inne i foringsrøretøker Figur 8c er en graf som viser tangentiell belastning i et sementsjikt når trykket inne i foringsrøret øker. Figur 8d er en graf som viser tangentiell belastning i flere sementsjikt når trykket inne i foringsrøret øker.
Figur 9 viser skjematisk en brønn som ikke oppviser løsrivelse av sementsjiktet.
Figur 10 viser skjematisk en brønn som ikke oppviser plastisk deformasjon av sementsjiktet. Figur 11 er en graf som viser tilstrekkelighet hos sementblandinger for en rekke brønnhendelser.
Beskrivelse av utførelsesformer
Det vises til figur 1 som angr en fremgangsmåte 10 i henhold til foreliggende oppfinnelse for å velge en sementblanding for å tette en underjordisk sone penetrert av en borebrønn. Fremgangsmåten omfatter generelt å bestemme en gruppe egnete sementblandinger blant en gruppe av sementblandinger, gitt estimerte brønnbetingelser for levetiden av brønn, og estimering av risikoparametere for hver sementblanding innen gruppen av egnete sementblandinger. Betraktninger av egnethet inkluderer hensyn til at sementblandingen skal være stabil under nedihulls betingelser i form avtrykk og temperatur, ha evne til å motstå kjemikalier i brønnen og besitte de mekaniske egenskaper som kreves for å motstå belastninger fra forskjellige nedihulls operasjoner, slik at det sikres isolasjon mellom sonene (soneintegritet) for hele levetiden til brønnen.
I trinn 12 blir inngående data for en bestemt brønn bestemt. Inngående brønndata inkluderer rutinemessig målbare eller beregnbare parametere so gjelder for en brønn, inkludert vertikal dybde av brønnen, overlagringsgradient, poretrykk, maksimum og minimum horisontale belastninger, hullstørrelse, foringsrørets ytre diameter, foringsrørets inder diameter, tetthet av borevæsken, ønsket tetthet av sementslam som skal pumpes, tetthet av kompletteringsvæske og sementtopp. Som det vil bli kommentert mer inngående under referanse til punkt 14, kan brønnen være datamodellert. Ved modellering påvirker belastningstilstanden i brønnen ved slutten av boringen og før sementslammet blir pumpet inn i ringrommet, belastningstilstanden for grenseflate mellom fjellet og sementblandingen. Således blir belastningstilstanden i fjellet med borevæske evaluert, og egenskaper for fjellet så som Youngs modul, Poissons forholdstall og flyteparametere ("yield parameters") blir benyttet for å analysere fjellets belastningstilstand. Disse betegnelser og de fremgangsmåter som benyttes for å bestemme dem, er velkjente innen faget. Det er klart forstått at inngående brønndata vil variere mellom de enkelte brønner.
I trinn 14 blir brønnhendelser som er aktuelle for brønnen bestemt. For eksempel er sement hydratisering (stivning) en brønnhendelse. Andre brønnhendelse inkluderer trykktesting, brønnkomplettering, hydraulisk frakturering, hydrokarbonproduksjon, væskeinjeksjon, perforering, etterfølgende boring, formasjonsbevegelse som følge av produksjon av hydrokarboner ved høye hastigheter fra ukonsoliderte formasjon samt tektonisk bevegelse etter at sementblandingen er blitt pumpet på plass. Brønnhendelser inkluderer slike hendelser som med sikkerhet vil finne sted under brønnens livstid, så som sementstivning, og slike hendelser som mye sannsynlig vil skje i løpet av brønnens levetid, gitt en bestemt lokalisering av brønnen, bergartstype og andre faktorer som er vel kjente innen faget.
Hver brønnhendelse er forbundet med visse typer belastninger, for eksempel er stivning av sement forbundet med svinn, trykktesting er forbundet med trykk, brønnkomplettering, hydraulisk frakturering og hydrokarbonproduksjon er forbundet med trykk og temperatur, væskeinjeksjon er forbundet med temperatur, formasjonsbevegelse er forbundet med last (vekt) og perforering og etterfølgende boring er forbundet med dynamisk last. Som det vil forstås kan hver type belastning bli kjennetegnet ved en ligning for belastningstilstanden (kollektivt "belastningstilstander ved brønnhendelser").
For eksempel er belastningstilstanden i sementslammet under og etter stivning av sementen viktig og en sentral faktor som påvirker langtids integritet av sementsjiktet. Under henvisning til figurene 2a-c avhenger integriteten til sementsjiktet av svinn og Youngs modul for den stivnende sementblandingen. Belastningstilstanden for sementblandinger under og etter stivning kan bli bestemt. Siden den elastiske stivhet av sementblandingene utvikles parallelt med svinnprosessen, kan den totale, maksimale belastningsforskjell beregnes fra ligning 1:
hvor:
AoSher den maksimale belastningsforskjell som følge av svinn,
k er en faktor som avhenger av Poissons forholdstall og grensebetingelser,
E er Youngs modul på sementen i avhengighet av progresjonen av svinnprosessen,
esher svinnet ved tid (t) under stivning eller herding
Som det vil blir forstått, er integriteten av sementsjiktet under etterfølgende brønnhendelser forbundet med den initielle belastningstilstand for sementslammet. Tester av strekkfasthet og av enkle (uniaksiale) og triaksiale trykktester, hydrostatiske tester ogødometertester, blir benyttet til å definere materialegenskaper hos forskjellige sementblandinger og derved egenskaper av de resulterende sementsjikt. Slike eksperimentelle målinger er komplementære til konvensjonelle tester så som tester av trykkfasthet, porøsitet og permeabilitet. Fra de eksperimentelle målinger er Youngs modul, Poissons forholdstall og flyteparametere så som Mohr-Coulomb plastiske parametere (det vil si indre friksjonsvinkel, "a" og kohesivitet "c"), alle kjente eller lar seg greit bestemme (i fellesskap betegnet "sementdataene"). Flytegrenser kan også bli estimert fra andre egnede materialmodeller så som "Drucker Prager", "Modified Cap" og "Egg-Clam-Clay". Selvsagt kan foreliggende utførelsesform benyttes for en hvilken som helst sementblanding, odet de fysiske egenskaper kan bli målt og sementdataene bli bestemt. Skjønt et hvilket som helst antall av kjente sementblandinger er omfattet av denne beskrivelse, er de følgende eksempler relatert til tre hovedtyper av sementblandinger.
Det vises igjen til figur 1. I trinn 16 blir inngående brønndata, belastningstilstander ved brønnhendelser og sementdata benyttet til å bestemme virkningen av brønnhendelser på integriteten av sementblandinger i løpet av levetiden for brønnen, for hver av de aktuelle sementblandinger. Sementblandinger som kan være egnete når det gjelder å tette den underjordiske sone og deres kapasitet fra dens elastiske grense, blir bestemt Ved en utføreIsesform omfatter trinn 16 bruk av Finite Element Analyse for å beregne integriteten av sementsjiktet under levetiden til brønnen. Et dataprogram som er anvendelig for dette formål er WELLIFE™ programmet som er tilgjengelig fra Halliburton Company, Houston, Texas, USA. WELLIFE™ er basert på DIANA™ Finite Element Analyse program, tilgjengelig fra TNO Building and Construction Reasearch, Delft. Nederland. Som vist i figurene 3a-3b, kan fjellet, sementsjiktet og foringsrøret bli modellert for bruk i Finite Element Analyse.
Det vises igjen til figur 1. Med formål å sammenligne i trinn 16, antas alle sementblandinger å ha lineær respons så lenge deres strekkfasthet eller trykk/ skjær fasthet ikke blir overskredet. Materialmodelleringen benyttet for den uskadede sement er en Hookean modell begrenset av "smear cracking" ved strekkbelastning og Mohr-Coulomb ved trykkbelastning. Svinn og ekspansjon (volumendring) av sementblandingene er inkludert i materialmodellen. Trinn 16 avsluttes med å bestemme hvilke sementblandinger som vil være egnete med hensyn til å opprettholde integritet i sementsjiktet for hele levetiden av brønnen.
I trinn 18 blir parametere bestemmende for risiko med hensyn til svikt i de egnete sementblandinger bestemt. For eksempel kan en sementblanding være mer egnet enn en annen selv om begge antas å være egnete. Ved en utførelsesform blir risikoparametrene beregnet som prosenter av sementenes tilstrekkelighet ved bestemmelse av egnethet i trinn 16.
Trinn 18 tilveiebringer data som gjør det mulig for en bruker å foreta en kost/ nytte analyse. På grunn av de høye kostnader ved utbedrende operasjoner, er det viktig at en egnet sementblanding blir valgt for de betingelser som antas å inntreffe i løpet av brønnens levetid. Det skal forstås at hver av sementblandingene har en enkelt beregnbar pengekostnad. Under visse betingelser kan flere sementblandinger være like egnete, mens en kan ha den ekstra fordel av å være billigere. I så fall bør den benyttes for å redusere kostnadene. Mer vanlig er det at en sementblanding vil være mer egnet, men også mer kostbar. I henhold til dette blir det i trinn 20 valgt en egnet sementblanding på bakgrunn av akseptable risikoparametere og de aktuelle kostnader. De følgende eksempler har til formål å illustrere fremgangsmåten som ovenfor er omtalt.
Eksempel 1
Det ble boret en vertikal brønn og brønnens inngående data ble bestemt som listet i tabell 1.
Sement type 1 er en konvensjonell oljebrønnsement med en Youngs modul på 8,27 GPa og svinner typisk fire volumprosent ved stivning. Ved en første utførelsesform omfatter sement type 1 en blanding av sementmateriale, så som Portland sement API klasse G og tilstrekkelig med vann til å danne et slam.
Sement type 2 er svinnkompensert og derfor er den effektive volumendring ved stivning 0 %. Sement type 2 har også en Youngs modul på 8,27 GPa og andre egenskaper svært like egenskapene til sement type 1. Sement type 2 omfatter en blanding av klasse G sement, vann og et in situ gassdannende tilsetningsmiddel for å kompensere for volumendringen nede i brønnen.
Sement type 3 er både svinnkompensert og har lavere stivhet enn sement type 1. Sement type 3 har en effektiv volumendring under hydratisering (stivning) på 0 % og en Youngs modul på 0,93 GPa. For eksempel omfatter sement type 3 en skummet sementblanding av klasse G sement, vann, tensider og nitrogen dispergert som fine bobler i sementslammet, i nødvendig mengde for å gi deønskede egenskaper. Sement 3 kan også være en blanding av klasse G sement, vann, egnede polymere og in situ gassdannende tilsetningsmidler for å kompensere for svinn. Sement type 1-3 er velkjente blandinger og er godtkarakterisert.
Ved en utførelsesform kan modelleringen bli visualisert i faser. I den første fase blir belastningene i fjellet evaluert når et 0,2413 m (9,5 tommers) hull blir boret med en 1 557 kg/m<3>borevæske. Dette er de initielle belastningsforhold når foringsrøret blir plassert og sementblandingen pumpet inn. I den andre fase blir belastningen i det 1 965 kg/m<3>sementslammet og foringsrøret evaluert og sammenholdt med betingelsene i første fase for å definere de startbetingelsene når sementblandingen begynner å stivne. Disse startbetingelser utgjør inngående data for borebrønnen.
I tredje fase stivner sementblandingene. Som vist på figur 4 løsner sementtype 1, som svinner 4% under stivning ved grenseflaten mot fjellet, og åpningen er av størrelsesorden 115 u.m under sementens hydratisering (stivning). Derfor kan det ikke oppnås tetning mellom sonene med denne type sement, med de inngående brønndata som vises i tabell 1. Sement av typene 2 og 3 sviktet ikke (ikke vist på figur). Således vil sement av typene 2 og 3 gi tetning mellom sonene med de inngående brønndata som fremgår av tabell 1, i det minste under brønnkonstruksjonsfasene.
Brønnen ifølge eksempel 1 ble utsatt for to brønnhendelser. Den første brønnhendelse var "veksling" av borevæske med kompletteringsvæske. Belastningstilstander ved første brønnhendelse omfattet å gå fra en væske med tetthet 1557 kg/m<3>til en væske med tetthet 1 030 kg/ m<3>. Ved en vertikal dybde på 5 029 m innebærer dette å redusere trykket inne i foringsrøret med 26 MPa. Den andre brønnhendelse var hydraulisk frakturering. Belastningstilstander ved andre brønnhendelse omfattet å øke trykket inne i foringsrøret med 68,97 MPa.
I en fjerde fase (første brønnhendelse) ble kompletteringsvæske erstattet av ("vekslet" med) borevæske. Sement type 1 ble ytterligere løsrevet og spaltenøkte til 190 u.m. Som vist på figur 5, løsnet ikke sement av type 2. Heller ikke sement av type 3 løsnet (ikke vist).
I femte fase (andre brønnhendelse) ble det innført en hydraulisk fraktureringsvæske. Som vist i figur 6 ble sement type 1 i denne fase påført varig deformasjon eller plastisk svikt inntil foringsrøret når utsatt for en slikøkning i trykk inne i foringsrøret. Som vist i figur 7 forårsaket trykkøkningen ikke svikt i sement type 2. Heller ikke sement type 3 sviktet, men dette er ikke vist på figur. Sement av typene 2 og 3 var således i stand til å opprettholde soneisolasjon under alle driftsmessige betingelser for brønnen omfattet av eksempel 1. Således er i henhold til dette eksempel både sement type 2 og sement type 3 egnete. Figurene 8a-d viser belastning i sementsjikt når trykket inne i foringsrøret ble økt med 69 MPa. Figur 8a viser radiell belastning i foringsrør, sement og fjellet. Dette viser at den radielle belastning blir mer kompressiv i foringsrør, sement og fjell når trykketøker. Figur 8b viser at tangentielle belastninger i foringsrør, sement og fjell. Figur 8b viser at tangentiell belastning blir mindre kompressiv når trykketøker. Figur 8c viser tangentiell belastning i sementsjiktet. Som angitt tidligere blir tangentielle belastninger mindre kompressive ettersom trykketøker. For en viss kombinasjon av egenskaper ved sementsjiktet, betingelser nede i brønnen og brønnhendelser, kan den tangentielle belastning når den blir mindre kompressiv, bli en strekkbelastning. Hvis strekkbelastningen i sementsjiktet blir større enn strekkfastheten av sementsjiktet, vil sementen sprekke og svikte. Figur 8d sammenligner tangentiell belastning av forskjellige sementsjikt. Igjen, etter hvert som trykketøker, jo mindre elastisk blir sementen, og den tangentielle belastning blir mindre og mindre kompressiv og kan eventuelt bli en strekkbelastning. Jo mer elastisk sementen er når trykketøker, blir den tangentielle belastning mindre kompressiv enn den var opprinnelig, men mer kompressiv enn en stiv (ikke elastisk) sement. Dette viser at, når andre forhold er konstante, idet sementen blir mer elastisk, forblir den tangentielle belastning mer kompressivt enn i mindre elastiske sementer. Således er en mer elastisk sement mindre tilbøyelig til å sprekke og svikte når trykket eller temperaturenøker inne i foringsrøret.
Det vises til figur 9, hvor risikoparametere for et antall sementblandinger vises som prosenter av sement-tilstrekkelighet. I henhold til dette kan en egnet sementblanding (sement type 2 eller sement type 3) med akseptable risikoparametere og kostnader, bli valgt.
Eksempel 2
Det ble boret en vertikal brønn, og brønnens inngående data ble bestemt som angitt i tabell 2
Sement type 1 er en konvensjonell sement for oljebrønner med en Youngs modul på 8,27 GPa som svinner omtrent fire volum-% ved stivning. I en første utførelsesform omfatter sement type 1 en blanding av et sementmateriale så som Portland sement API klasse G og tilstrekkelig vann til å danne et slam.
Sement type 2 er svinnkompensert slik at den effektive volumendring ved hydratisering (stivning) er null prosent. Sement type 2 har også en Youngs modul på 8,27 GPa og andre egenskaper som er svært nær opp til egenskapene for sement type 1. Sement type 2 omfatter en blanding av klasse G sement, vann og et in situ gassdannende tilsetningsmiddel for å kompensere for volumreduksjon nede i brønnen.
Sement type 3 er både svinnkompensert og har mindre stivhet sammenlignet med sement type 1. Sement type 3 har en effektiv volumendring ved hydratisering på 0 % og en Youngs modul på 0,93 GPa. For eksempel omfatter sement type 3 en skummet sementblanding av klasse G sement, vann, tensider og nitrogen dispergert som fine bobler i sementslammet, i den mengde som kreves for å oppnå deønskede egenskaper. Sement 3 kan også være en blanding av klasse G sement, vann, egnede polymere og et in situ gassdannende tilsetningsmiddel for å kompensere for svinn. Sementene 1-3 er velkjente og godt karakteriserte blandinger.
Ved en utførelsesform kan modelleringen bli visualisert i faser. I den første fase blir belastningene i fjellet evaluert når et 0,2159 m (8,5 tommers) hull blir boret med en 1 797 kg/m<3>borevæske. Dette er de initielle belastningsforhold når foringsrøret blir plassert og sementblandingen pumpet inn. I den andre fase blir belastningen i det 1 965 kg/m<3>sementslammet og foringsrøret evaluert og sammenholdt med betingelsene i første fase for å definere de startbetingelsene når sementblandingen begynner å stivne. Disse startbetingelser utgjør inngående data for borebrønnen.
I tredje fase stivner sementblandingen. Fra det foregående eksempel ler det kjent at sement type 1, som svinner med fire prosent under stivning, løsner fra grenseflaten mellom sement og fjell (figur 4). Derfor kan ikke isolasjon mellom sonene oppnås med denne type sement, med de inngående brønndata som er angitt i tabell 1 og tabell 2. Siden sement type 2 og sement type 3 har en effektiv volumendring lik null ved stivning, er begge i stand til å gi isolasjon mellom sonene med de inngående brønndata som er angitt i tabell 2, i det minste under brønnens konstruksjonsfaser.
Brønnen ifølge eksempel 2 hadde én brønnhendelse, veksling av borevæske med
kompletteringsvæske. Belastningstilstander ved brønnhendelsen (fjerde fase) omfattet å skifte fra en væske med tetthet 1 797 kg/ m<3>til en væske med tetthet 1 030 kg/ m<3>. Ved en dybde på 6 096 meter (20 000 fot) tilsvarer det å endre trykket inne i foringsrøret med 45,9 MPa. Det er ikke vist på figur, men resultatene viste at sement type 2 løsnet når den ble utsatt for en trykkreduksjon på 45,9 MPa inne i foringsrøret. Det ble videre beregnet at løsrivelsen dannet en åpning (et mikro-ringrom) ved grenseflaten mellom sement og fjellet av en størrelsesorden 65 u.m. Sementen ga derfor ikke isolasjon mellom sonene under første brønnhendelse med de inngående brønndata som er angitt i tabell 2, og derfor selvsagt heller ikke under etterfølgende operasjoner. Virkningen av et 65 u.m hulrom ved grenseflaten mellom sement og fjell er at fluider som gass eller eventuelt
vann kan trenge inn i og sette det produserende ringrommet under trykk og / eller føre til en uønsket tidlig produksjon av vann fra brønnen.
Som vist i figur 10, løsnet ikke sement type 3 når den ble utsatt for en trykkreduksjon på 45,9 MPa inne i foringsrøret, med de inngående brønndata som er angitt i tabell 2. Som det fremgår av figur 11, undergikk sement type 3 heller ikke plastisk deformasjon under de samme betingelser. Sement type 1 og 2 ga således ikke tilstrekkelig soneintegritet for denne brønnen. Kun sement type 3 gir den tilstrekkelige soneisolasjon med de inngående brønndata som er angitt i tabell 2, og tilfredsstiller formålet om trygg og økonomisk oljeproduksjon for hele levetiden av brønnen.
Kun noen få eksemplifiserende utførelsesformer av oppfinnelsen, og fagfolk på området vil forstå at det kan gjøres mange andre modifikasjoner uten å fravike oppfinnelsens ramme som definert av de etterfølgende patentkrav.
Claims (14)
1. Fremgangsmåte for å velge en sementblanding fra et sett av sementblandinger beregnet for bruk i en underjordisk sone penetrert av en borebrønn, omfattende : å bestemme brønn-inndata å bestemme brønnhendelser, å bestemme brønnbelastningstilstanderfra brønnhendelser, å bestemme sementdata for hver sementblanding av settet av sementblandinger, å bestemme effektive sementblandinger for å tette den underjordiske sone ved å sammenligne brønn-inndata og brønnhendelsers belastningstilstand med sementdata for hver sementblanding av settet av sementblandinger, og å bestemme risikoen for sementsvikt for de effektive sementblandinger,karakterisert vedat brønnhendelsene omfatter sementhydratasjon og at brønnhendelsens belastningstilstand forbundet med sementhydratasjon er den totale, maksimale belastningsforskjell som blir bestemt i henhold til formelen hvor: Aosher den maksimale belastningsforskjell som følge av svinn, k er en faktor som avhenger av Poissons forholdstall og av grenseflatebetingelser, E{ e ) er Youngs modul for sementblandingen i avhengighet av progresjonen av svinnprosessen, ert representerer svinn ved en tid (t) under stivning eller herding.
2. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat dataene for sementblandingen omfatter i det minste én av strekkfasthet, data for enkel og triaksial belastning, hydrostatiske data,ødometerdata, trykkfasthet, porøsitet, permeabilitet, Youngs modul, Poissons forholdstall og Mohr-Coulomb plastisk parametere.
3. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat bestemmelse av inngående brønndata omfatter å bestemme data som inkluderer vertikal dybde av brønnen, overlagringsgradient, poretrykk, maksimum og minimum horisontale belastninger, hullstørrelse, foringsrørets ytre diameter, foringsrørets indre diameter, tetthet av borevæske, tetthet av sementslam, tetthet av kompletteringsvæske og sementens topp.
4. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat bestemmelse av inngående brønndata omfatter å evaluere belastningstilstand for fjellet i den underjordiske sone som penetreres av borebrønnen.
5. Fremgangsmåte som angitt i patentkrav 4,karakterisert vedat belastningstilstanden for fjellet omfatter å analysere egenskaper av fjellet valgt fra gruppen bestående av Youngs modul, Poissons forholdstall og flyte pa ram ete re.
6. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedogså å omfatte å bestemme hvorvidt risikoen for svikt i sementblandingen er akseptabel gitt pengemessige kostnader forbundet med sementblandingen.
7. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat brønnhendelsene videre omfatter minst én brønnhendelse valgt fra gruppen bestående av: trykktesting, brønnkomplettering, hydraulisk frakturering, hydrokarbonproduksjon, væskeinjisering, formasjonsbevegelse, perforering og etterfølgende boring.
8. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat bestemmelse av belastningstilstander ved brønnhendelse omfatter å bestemme belastning forbundet med minst én brønnhendelse valgt fra gruppen bestående av svinn, trykk, temperatur, last og dynamisk belastning.
9. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat sementblandingen er valgt fra gruppen bestående av sementer med en Youngs modul på omtrent 8,27 GPa, svinnkompensert sement med en Youngs modul på omtrent 8,27 GPa og svinnkompensert sement med en Youngs modul på omtrent 0,93 GPa.
10. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 1 i,karakterisert vedatå bestemme inngående brønndata samt å bestemme brønnhendelsers belastningstilstand omfatter å evaluere en belastningstilstand for fjellet i den underjordiske sone penetrert av brønnen samt å evaluere en belastningstilstand forbundet med en sementblanding innført i brønnen.
11. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 10,karakterisert vedat evalueringen av belastningstilstanden forbundet med sementblandingen innført i borebrønnen, omfatter å benytte sementdata som omfatter minst én av strekkfasthet, data for uniaksial og triaksial styrke, hydrostatiske data,ødometerdata, trykkfasthet, porøsitet, permeabilitet, Youngs modul, Poissons forholdstall og Mohr-Coulombs plastiske parametere.
12. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 10,karakterisert vedat evaluering av belastningstilstand for fjellet i den underjordiske sone omfatter å analysere egenskaper ved fjellet, valgt fra gruppen bestående av Youngs modul, Poissons forholdstall og flyteparametere.
13. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 10,karakterisert vedogså å omfatte å bestemme hvorvidt sementblandingens vil løsne fra fjellet ved å sammenligne brønnens inndata med brønnhendelsers belastningstilstand.
14. Fremgangsmåte ved sementering i en underjordisk sone penetrert av en borebrønn,karakterisert vedå velge en sementblanding ved bruk av en fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av patentkravene ovenfor, samt å gi den valgte sementblanding anledning til å stivne i den underjordiske sone.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/081,059 US6697738B2 (en) | 2002-02-22 | 2002-02-22 | Method for selection of cementing composition |
| PCT/GB2003/000774 WO2003071094A1 (en) | 2002-02-22 | 2003-02-21 | Method for selecting a cementing composition for cementing wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20043826L NO20043826L (no) | 2004-09-13 |
| NO334795B1 true NO334795B1 (no) | 2014-05-26 |
Family
ID=27752905
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20043826A NO334795B1 (no) | 2002-02-22 | 2004-09-13 | Fremgangsmåte for å velge en sementblanding blant et sett av sementblandinger, for å tette en underjordisk sone |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US6697738B2 (no) |
| EP (1) | EP1476637B1 (no) |
| AR (1) | AR038446A1 (no) |
| AU (1) | AU2003214369B2 (no) |
| BR (1) | BR0307785B1 (no) |
| CA (1) | CA2475523C (no) |
| DE (1) | DE60321662D1 (no) |
| MX (1) | MXPA04008127A (no) |
| NO (1) | NO334795B1 (no) |
| NZ (1) | NZ535274A (no) |
| WO (1) | WO2003071094A1 (no) |
Families Citing this family (55)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7260509B1 (en) * | 2001-07-06 | 2007-08-21 | Cingular Wireless Ii, Llc | Method for estimating changes in product life resulting from HALT using quadratic acceleration model |
| US6697738B2 (en) * | 2002-02-22 | 2004-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for selection of cementing composition |
| US7490668B2 (en) * | 2004-08-05 | 2009-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for designing and constructing a well with enhanced durability |
| US20070203723A1 (en) * | 2006-02-28 | 2007-08-30 | Segura Michael J | Methods for designing, pricing, and scheduling well services and data processing systems therefor |
| US7636671B2 (en) * | 2004-08-30 | 2009-12-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining, pricing, and/or providing well servicing treatments and data processing systems therefor |
| US7913757B2 (en) * | 2005-09-16 | 2011-03-29 | Halliburton Energy Services. Inc. | Methods of formulating a cement composition |
| GB2457855B (en) * | 2006-11-30 | 2011-01-12 | Nat Inst Of Advanced Ind Scien | Speech recognition system and speech recognition system program |
| US8083849B2 (en) | 2007-04-02 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Activating compositions in subterranean zones |
| US8297353B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US7712527B2 (en) | 2007-04-02 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8342242B2 (en) | 2007-04-02 | 2013-01-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems MEMS in well treatments |
| US8162050B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8291975B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9822631B2 (en) | 2007-04-02 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring downhole parameters using MEMS |
| US9732584B2 (en) * | 2007-04-02 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9394785B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through RFID sensing |
| US9394784B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Algorithm for zonal fault detection in a well environment |
| US8297352B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9879519B2 (en) | 2007-04-02 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through fluid sensing |
| US20110187556A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS) in Well Treatments |
| US9200500B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of sensors coated with elastomer for subterranean operations |
| US9394756B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Timeline from slumber to collection of RFID tags in a well environment |
| US8302686B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US10358914B2 (en) | 2007-04-02 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment |
| US9494032B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions with RFID MEMS sensors |
| US9194207B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface wellbore operating equipment utilizing MEMS sensors |
| US8316936B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8162055B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of activating compositions in subterranean zones |
| US8240377B2 (en) * | 2007-11-09 | 2012-08-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of integrating analysis, auto-sealing, and swellable-packer elements for a reliable annular seal |
| US20100212892A1 (en) * | 2009-02-26 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of formulating a cement composition |
| BRPI1013494A2 (pt) | 2009-05-13 | 2019-09-24 | Prad Research And Development Limited | unidade de contencao para realizar operacoes de mitigacao de vazamento em torno de uma locacao de poco, sistema para executar uma operacao de contencao em torno de uma locacao de poco, e metodo para realizar uma operacao de contencao em torno de uma locacao de poco |
| US8392158B2 (en) * | 2010-07-20 | 2013-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for completing thermal-recovery wells |
| EP2466063B1 (en) * | 2010-12-17 | 2013-08-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Equipment and methods for determining waiting-on-cement time in a subterranean well |
| RU2589300C1 (ru) * | 2012-05-14 | 2016-07-10 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Моделирование напряжения вокруг ствола скважины |
| US10227746B2 (en) | 2012-05-23 | 2019-03-12 | Relborgn Pty Ltd | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and gas inflow |
| WO2014070503A1 (en) * | 2012-10-31 | 2014-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluid invasion resistant cement slurries |
| EP2740780A1 (en) * | 2012-12-07 | 2014-06-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Cement blend compositions |
| EP2743444A1 (en) * | 2012-12-17 | 2014-06-18 | Services Pétroliers Schlumberger | Compositions and methods for well completions |
| US9624419B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-04-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluid migration resistant cement slurries |
| AU2014248466B2 (en) | 2013-04-02 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface wellbore operating equipment utilizing mems sensors |
| US8996396B2 (en) | 2013-06-26 | 2015-03-31 | Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC | System and method for defining a drilling path based on cost |
| US9416652B2 (en) | 2013-08-08 | 2016-08-16 | Vetco Gray Inc. | Sensing magnetized portions of a wellhead system to monitor fatigue loading |
| WO2015143368A1 (en) * | 2014-03-21 | 2015-09-24 | Schlumberger Canada Limited | Methods of designing cementing operations and predicting stress, deformation, and failure of a well cement sheath |
| WO2016137480A1 (en) | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor coil for inclusion in an rfid sensor assembly |
| BR112017017966A2 (pt) | 2015-03-03 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services Inc | método para fazer medições em um furo de poço, conjunto de comunicação e sistema para uso em furo de poço |
| CN105045977A (zh) * | 2015-07-01 | 2015-11-11 | 许昌学院 | 一种研究抗滑桩位的三维边坡模型建立方法 |
| US20170002622A1 (en) * | 2015-07-02 | 2017-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for monitoring well cementing operations |
| US11598703B2 (en) | 2018-06-08 | 2023-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus, system and method for mechanical testing under confined conditions |
| NO20201427A1 (en) | 2018-08-01 | 2020-12-22 | Halliburton Energy Services Inc | Designing a Wellbore Cement Sheath in Compacting or Subsiding Formations |
| US11821284B2 (en) | 2019-05-17 | 2023-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Automated cementing method and system |
| CN110516405B (zh) * | 2019-09-11 | 2023-04-18 | 新疆农业大学 | 硅酸盐水泥基胶凝材料体系水化热无假定预测模型的构建方法 |
| CN110924934B (zh) * | 2019-12-06 | 2023-03-31 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种环空水泥浆界面设计系统 |
| CN112855075B (zh) * | 2021-02-05 | 2022-03-08 | 成都理工大学 | 一种水合物地层固井过程高压气水反侵的判别方法 |
| US20230258068A1 (en) * | 2022-02-11 | 2023-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method To Assess Risk Of Fluid Flow And Associated Long Term Damage Of Annular Cement |
| US20230281355A1 (en) * | 2022-03-04 | 2023-09-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method For Selection Of Cement Composition For Wells Experiencing Cyclic Loads |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3971926A (en) * | 1975-05-28 | 1976-07-27 | Halliburton Company | Simulator for an oil well circulation system |
| US5265247A (en) | 1990-08-15 | 1993-11-23 | Halliburton Company | Laboratory data storage and retrieval system and method |
| US5455780A (en) * | 1991-10-03 | 1995-10-03 | Halliburton Company | Method of tracking material in a well |
| US5348093A (en) * | 1992-08-19 | 1994-09-20 | Ctc International | Cementing systems for oil wells |
| US5375661A (en) * | 1993-10-13 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Well completion method |
| US5874387A (en) * | 1996-06-19 | 1999-02-23 | Atlantic Richfield Company | Method and cement-drilling fluid cement composition for cementing a wellbore |
| US5983577A (en) * | 1997-02-19 | 1999-11-16 | Erecta Shelters, Inc. | Light weight pre-engineered prefabricated modular building system |
| US5896927A (en) * | 1997-03-17 | 1999-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stabilizing and cementing lateral well bores |
| FR2768768B1 (fr) | 1997-09-23 | 1999-12-03 | Schlumberger Cie Dowell | Procede pour maintenir l'integrite d'une gaine formant joint d'etancheite, en particulier d'une gaine cimentaire de puits |
| US6230804B1 (en) * | 1997-12-19 | 2001-05-15 | Bj Services Company | Stress resistant cement compositions and methods for using same |
| CA2316059A1 (en) * | 1999-08-24 | 2001-02-24 | Virgilio C. Go Boncan | Methods and compositions for use in cementing in cold environments |
| US6789621B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| US6562122B2 (en) * | 2000-09-18 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
| SE518475C2 (sv) * | 2001-02-20 | 2002-10-15 | Alfa Laval Ab | Plattvärmeväxlare med sensoranordning |
| US6488089B1 (en) * | 2001-07-31 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging wells |
| US6732797B1 (en) * | 2001-08-13 | 2004-05-11 | Larry T. Watters | Method of forming a cementitious plug in a well |
| US6668928B2 (en) * | 2001-12-04 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient cement |
| US6697738B2 (en) | 2002-02-22 | 2004-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for selection of cementing composition |
| AU2003210045A1 (en) | 2002-04-23 | 2003-11-10 | Don Chul Choi | Watercraft board for playing in the water |
| US6516884B1 (en) * | 2002-07-23 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stable well cementing methods and compositions |
| US6799636B2 (en) * | 2002-08-30 | 2004-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for cementing in wellbores |
| US6966376B2 (en) * | 2003-03-28 | 2005-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for downhole cementing |
| US7137448B2 (en) * | 2003-12-22 | 2006-11-21 | Bj Services Company | Method of cementing a well using composition containing zeolite |
| US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
-
2002
- 2002-02-22 US US10/081,059 patent/US6697738B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-02-21 AU AU2003214369A patent/AU2003214369B2/en not_active Ceased
- 2003-02-21 NZ NZ535274A patent/NZ535274A/en not_active IP Right Cessation
- 2003-02-21 CA CA2475523A patent/CA2475523C/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-02-21 BR BRPI0307785-3B1A patent/BR0307785B1/pt active IP Right Grant
- 2003-02-21 EP EP03709939A patent/EP1476637B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-02-21 MX MXPA04008127A patent/MXPA04008127A/es active IP Right Grant
- 2003-02-21 DE DE60321662T patent/DE60321662D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-02-21 AR ARP030100567A patent/AR038446A1/es active IP Right Grant
- 2003-02-21 WO PCT/GB2003/000774 patent/WO2003071094A1/en active IP Right Grant
- 2003-12-18 US US10/739,430 patent/US6922637B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-09-13 NO NO20043826A patent/NO334795B1/no not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-06-17 US US11/155,912 patent/US7133778B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2003071094A1 (en) | 2003-08-28 |
| BR0307785A (pt) | 2004-12-07 |
| NO20043826L (no) | 2004-09-13 |
| US6697738B2 (en) | 2004-02-24 |
| CA2475523A1 (en) | 2003-08-28 |
| US20050241829A1 (en) | 2005-11-03 |
| MXPA04008127A (es) | 2004-11-26 |
| EP1476637B1 (en) | 2008-06-18 |
| EP1476637A1 (en) | 2004-11-17 |
| AR038446A1 (es) | 2005-01-12 |
| US7133778B2 (en) | 2006-11-07 |
| BR0307785B1 (pt) | 2013-07-30 |
| AU2003214369A1 (en) | 2003-09-09 |
| US20040083058A1 (en) | 2004-04-29 |
| US20030163257A1 (en) | 2003-08-28 |
| US6922637B2 (en) | 2005-07-26 |
| AU2003214369B2 (en) | 2007-01-25 |
| CA2475523C (en) | 2011-01-18 |
| DE60321662D1 (de) | 2008-07-31 |
| NZ535274A (en) | 2006-02-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO334795B1 (no) | Fremgangsmåte for å velge en sementblanding blant et sett av sementblandinger, for å tette en underjordisk sone | |
| Vrålstad et al. | Plug & abandonment of offshore wells: Ensuring long-term well integrity and cost-efficiency | |
| Bois et al. | Use of a mechanistic model to forecast cement-sheath integrity | |
| Gholami et al. | A thermo-poroelastic analytical approach to evaluate cement sheath integrity in deep vertical wells | |
| Brufatto et al. | From mud to cement—building gas wells | |
| EP2217790B1 (en) | Method of cementing a borehole with a swellable packer and an auto-sealing cement | |
| McDaniel et al. | Cement sheath durability: increasing cement sheath integrity to reduce gas migration in the marcellus shale play | |
| Khalifeh et al. | Techniques and materials for North Sea plug and abandonment operations | |
| Orlic et al. | Numerical investigations of cement interface debonding for assessing well integrity risks | |
| Su et al. | Experiment and failure mechanism of cement sheath integrity under development and production conditions based on a mechanical equivalent theory | |
| Wolterbeek et al. | Restoration of annular zonal isolation using localized casing expansion (LCE) technology: A proof of concept based on laboratory studies and field trial results | |
| Schreppers | A framework for wellbore cement integrity analysis | |
| Ahmed et al. | Performance evaluation of liner dual barrier system in CO2-rich geothermal wells | |
| Moghadam et al. | Cement Integrity Assessment Using a Hydration-Coupled Thermo-Mechanical Model | |
| Pedersen et al. | Cementing of an offshore disposal well using a novel sealant that withstands pressure and temperature cycles | |
| Rios et al. | Plug and Abandonment Materials-Technology Landscape | |
| Vipulanandan et al. | Real time monitoring of oil based mud, spacer fluid and piezoresistive smart cement to verify the oil well drilling and cementing operation using model tests | |
| Bayanak et al. | Reduction of fluid migration in well cement slurry using nanoparticles | |
| Welch et al. | Effective cement stress in well completions: An important unknown | |
| US7490668B2 (en) | Method for designing and constructing a well with enhanced durability | |
| Khandka | Leakage behind casing | |
| Petty et al. | Life cycle modeling of wellbore cement systems used for enhanced geothermal system development | |
| Eoff et al. | Water-dispersible resin system for wellbore stabilization | |
| Johnson et al. | Energy Transition by Employing a Self-Healing, Reduced Carbon Dioxide Footprint Sealant in a Strategic Underground Gas Storage Project | |
| Bour et al. | Application of foamed cement on Hawaiian geothermal well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |