NO874066L - PROCEDURE FOR SEALING BASIC FORMS ON A SEA. - Google Patents
PROCEDURE FOR SEALING BASIC FORMS ON A SEA.Info
- Publication number
- NO874066L NO874066L NO87874066A NO874066A NO874066L NO 874066 L NO874066 L NO 874066L NO 87874066 A NO87874066 A NO 87874066A NO 874066 A NO874066 A NO 874066A NO 874066 L NO874066 L NO 874066L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- aqueous
- soluble
- phosphate salt
- weight
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 45
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 43
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 30
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 28
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 24
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 19
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 19
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 claims description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 5
- 229910000318 alkali metal phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 4
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical group [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 4
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 claims description 4
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 3
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004135 Bone phosphate Substances 0.000 claims description 2
- ZRIUUUJAJJNDSS-UHFFFAOYSA-N ammonium phosphates Chemical compound [NH4+].[NH4+].[NH4+].[O-]P([O-])([O-])=O ZRIUUUJAJJNDSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 14
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 9
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 8
- 229910052816 inorganic phosphate Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 6
- 239000002585 base Substances 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 alkali metal salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013405 beer Nutrition 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical class [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007712 rapid solidification Methods 0.000 description 1
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical class O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- YGYCKAOXSIBDLG-UHFFFAOYSA-K trisodium;dodecan-1-ol;phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O.CCCCCCCCCCCCO YGYCKAOXSIBDLG-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/24—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing alkyl, ammonium or metal silicates; containing silica sols
- C04B28/26—Silicates of the alkali metals
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/34—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing cold phosphate binders
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Seal Device For Vehicle (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse gjelder en forbedret fremgangsmåte for avtetting eller forsegling av utvalgte soner i en undersjøisk grunnformasjon. Mer spesifikt, gjelder denne oppfinnelsen en forbedret fremgangsmåte for å avtette slike undersjøiske soner ved fortløpende injeksjoner deri av en vandig oppløsning av et vannoppløselig silikatmateriale, et vandig oppfyllingsmateriale og en vandig hydraulisk sementoppslemming. The present invention relates to an improved method for sealing or sealing selected zones in an undersea foundation formation. More specifically, this invention relates to an improved method of sealing such subsea zones by successive injections therein of an aqueous solution of a water-soluble silicate material, an aqueous backfill material and an aqueous hydraulic cement slurry.
Ved boring, ferdigbygging og installasjon av olje- og gassbrønner, er det kjent at utvalgte soner i en undersjøisk grunnformasjon kan forsegles eller avtettes ved å injisere i den en vandig natriumsilikatoppløsning. I forbindelse med en slik behandling, kan størkning av nevnte natriumsilikatoppløsning settes i verk ved å bringe nevnte oppløsning i kontakt med en egnet saltoppløsning på detønskede undersjøiske sted eller ved tilsetning til nevnte oppløsning, før injisering av denne i grunnformasjonen, av et reagens som bevirker en kontrollert, gradvis geldannelse i nevnte natriumsilikatoppløsning. During the drilling, completion and installation of oil and gas wells, it is known that selected zones in a subsea foundation formation can be sealed or sealed by injecting an aqueous sodium silicate solution into it. In connection with such a treatment, solidification of said sodium silicate solution can be effected by bringing said solution into contact with a suitable salt solution at the desired subsea location or by adding to said solution, before injecting it into the base formation, a reagent which causes a controlled, gradual gelation in said sodium silicate solution.
Det er også kjent at den tidligere nevnte natriumsilikat-geldannelse kan følges av injisering av en hydraulisk sementoppslemming. Imidlertid, etter som hydrauliske sementoppslemminger raskt størkner og herdner (d.v.s. binder) ved kontakt med slikt natriumsilikatmateriale, er det vanlig praksis å benytte et vannoppfyllingsmateriale for å skille sementoppslemmingen og silikatoppløsningen fra hverandre under injisering av disse i den undersjøiske grunnformasjon av interesse. It is also known that the previously mentioned sodium silicate gel formation can be followed by injection of a hydraulic cement slurry. However, since hydraulic cement slurries rapidly solidify and harden (i.e., bind) upon contact with such sodium silicate material, it is common practice to use a water fill material to separate the cement slurry and the silicate solution during injection of these into the subsea bedrock formation of interest.
Selv om bruk av et vannoppfyllingsmiddel under injisering for å skille sementoppslemmingen fra silikatoppløsningen kan være ganske effektivt når det gjelder å forhindre for tidlig blanding av disse, er det ikke desto mindre fremdeles mulig for materia-lene å komme for tidlig i kontakt med hverandre og stivne på et uønsket sted i løpet av injeksjonen, såsom f.eks. i borehullet selv eller i en ikke planlagt posisjon innenfor den undersjøiske grunnformasjon. I samsvar med dette ville det være megetønskelig å få en måte til å kontrollere (f.eks. forsinke) størkningshastigheten som en blanding av slike materialer viser, og derved sikre eller oppnå fortsatt bevegelighet eller mulighet for å pumpe en slik blanding i et begrenset tidsrom etter at de individuelle silikatoppløsning- og sementoppslemmingsingredienser derav kommer i direkte kontakt med hverandre. Although the use of a water filler during injection to separate the cement slurry from the silicate solution can be quite effective in preventing premature mixing of these, it is nevertheless still possible for the materials to prematurely come into contact with each other and solidify in an unwanted place during the injection, such as e.g. in the borehole itself or in an unplanned position within the subsea foundation formation. Accordingly, it would be highly desirable to have a means of controlling (eg retarding) the rate of solidification exhibited by a mixture of such materials, thereby ensuring or achieving continued mobility or pumpability of such a mixture for a limited period of time after the individual silicate solution and cement slurry ingredients thereof come into direct contact with each other.
Det er nå oppdaget at hvis en vandig silikatoppløsning og en hydraulisk sementoppslemming blandes sammen i nærvær av en effektiv mengde av et vannoppløselig, polybasisk uorganisk fosfatsalt, forsinkes størkning og herdning av den resulterende blanding vesentlig (f.eks. i et tidsrom på opp til flere timer), sammenlignet med den nesten øyeblikkelige størkning (f.eks. på bare noen få sekunder) som ellers skjer i fravær av nevnte fosfatsalt. It has now been discovered that if an aqueous silicate solution and a hydraulic cement slurry are mixed together in the presence of an effective amount of a water-soluble, polybasic inorganic phosphate salt, solidification and curing of the resulting mixture is significantly delayed (eg, for a period of up to several hours), compared to the almost instantaneous solidification (e.g. in just a few seconds) which otherwise occurs in the absence of said phosphate salt.
Oppdagelsen ligger i ett aspekt ved den foreliggende oppfinnelse i form av en forbedret fremgangsmåte for å avtette en sone i en undersjøisk grunnformasjon ved fortløpende å injisere en vandig oppløsning av vannoppløselig silikatmateriale fulgt av et vandig oppfyllingsmateriale og en vandig hydraulisk sementoppslemming,karakterisert vedinnblanding i nevnte silikatoppløsning, nevnte vandige oppfyllingsmateriale eller nevnte hydrauliske sementoppslemming, av et vannoppløselig, uorganisk polybasisk fosfatsalt for å redusree hastigheten av geldannelse som foregår når nevnte silikatmateriale, fyll-materiale og hydraulisk sement blandes. The discovery lies in one aspect of the present invention in the form of an improved method for sealing a zone in an undersea foundation formation by continuously injecting an aqueous solution of water-soluble silicate material followed by an aqueous filling material and an aqueous hydraulic cement slurry, characterized by mixing in said silicate solution , said aqueous backfill material or said hydraulic cement slurry, of a water-soluble, inorganic polybasic phosphate salt to reduce the rate of gelation that occurs when said silicate material, backfill material and hydraulic cement are mixed.
I et annet aspekt, er den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å forsinke geldannelse i en vandig blanding av et vannoppløselig silikatmateriale og i nevnte blanding ha et vannoppløselig, polybasisk uorganisk fosfatsalt i en mengde tilstrekkelig til i vesentlig grad å redusere størkningshastighe-ten for nevnte blanding. In another aspect, the present invention is a method for retarding gel formation in an aqueous mixture of a water-soluble silicate material and having in said mixture a water-soluble, polybasic inorganic phosphate salt in an amount sufficient to substantially reduce the solidification rate of said mixture .
Den før nevnte fremgangsmåte og forbedrede prosess er særlig nyttig i de tilfeller hvor det erønselig å avtette eller forsegle en valgt sone av en undersjøisk grunnformasjon såsom f.eks., hvor det erønskelig å avtette en tapt sirkulasjonssone under en brønnboring eller sementeringsoperasjon; for å redusere eller eliminere uønsket saltstrøm i grunnformasjonen i en produserende brønn; for å blokkere områder med stor formasjons-gjennomtrengelighet i en injeksjonsbrønn i forbindelse med en forbedret oljeoppsamlingsoperasjon; o.l.. The aforementioned method and improved process is particularly useful in those cases where it is desirable to seal or seal a selected zone of a subsea foundation formation such as, for example, where it is desirable to seal a lost circulation zone during a well drilling or cementing operation; to reduce or eliminate unwanted salt flow in the base formation of a producing well; to block areas of high formation permeability in an injection well in connection with an enhanced oil collection operation; beer..
Silikatmaterialer som er nyttige ved bruk av den foreliggende oppfinnelse, omfatter de vannoppløselige silikatmaterialer hvis vandige oppløsninger allerede er kjent innen faget når det gjelder å frembringe relativt stive geler ved kontakt eller blanding med konsentrerte natriumbaserte saltoppløsninger eller med kalsiuminneholdende saltoppløsninger eller ved å få sin pH justert til en rask størkningsregion ved tilsetning av en syre eller et syredannende materiale. Slike silikatmaterialer omfatter de forskjellige alkalimetallsalter av kiselsyre såsom f.eks. litium, natrium og kaliumsalter av denne. Silicate materials useful in the use of the present invention include those water-soluble silicate materials whose aqueous solutions are already known in the art to produce relatively stiff gels by contacting or mixing with concentrated sodium-based saline solutions or with calcium-containing saline solutions or by having their pH adjusted to a rapid solidification region by the addition of an acid or an acid-forming material. Such silicate materials include the various alkali metal salts of silicic acid such as e.g. lithium, sodium and potassium salts thereof.
Et spesielt foretrukket vannoppløselig silikatmateriale til bruk ved anvendelse av den foreliggende oppfinnelse, er en vandig natriumsilikatoppløsning som har et totalt innhold av faste oppløste stoffer på 38 vekt-% og har et vektforhold mellom silisiumdioksyd (Si02) og natriumoksyd (Na2 0) på ca. 3,2:1. Imidlertid, natriumsilikatoppløsninger som har forskjellige Si02:Na20 forhold (f.eks. varierer fra 0,5:1 til 4:1) kan benyttes i stedet hvis slike skulle vise seg å være ønskelige fra et praktisk synspunkt såsom kostnader, tilgjengelighet, o.s.v.. Tilsvarende, kan silikatmaterialet til å begynne med skaffes i form av vandige oppløsninger med forskjellige innhold av fast stoff eller i fast form. Imidlertid, den siste mulighet er typisk mindreønskelig ettersom spesialutstyr er nødvendig for å overføre det faste materialet til en vandig oppløsning før den blir injisert inn i den undersjøiske grunnformasjon av interesse. A particularly preferred water-soluble silicate material for use in the application of the present invention is an aqueous sodium silicate solution which has a total content of solid dissolved substances of 38% by weight and has a weight ratio between silicon dioxide (SiO 2 ) and sodium oxide (Na 2 0 ) of approx. 3.2:1. However, sodium silicate solutions having different SiO 2 :Na 2 O ratios (e.g., ranging from 0.5:1 to 4:1) may be used instead if such should prove desirable from a practical standpoint such as cost, availability, etc. Similarly, the silicate material can initially be obtained in the form of aqueous solutions with different solids contents or in solid form. However, the latter option is typically less desirable as special equipment is required to transfer the solid material into an aqueous solution before it is injected into the subsea bedrock formation of interest.
Når den tidligere nevnte vandige silikatoppløsning benyttes ved anvendelse av den foreliggende oppfinnelse, fortynnes den typisk før injisering i grunnformasjonen til et silisiumdioksyd-innhold fra 5 til 25 vekt-%. Fortrinnsvis er Si02-innholdet i oppløsningen under injiseringen fra 10 til 20 vekt-%. When the previously mentioned aqueous silicate solution is used in the application of the present invention, it is typically diluted before injection into the base formation to a silica content of from 5 to 25% by weight. Preferably, the SiO 2 content of the solution during the injection is from 10 to 20% by weight.
I den foreliggende oppfinnelse, er det typiskønskelig å få den oppløselige silikatoppløsning til å størkne etter at den har nådd den ønskede lokalitet i den undersjøiske grunnformasjon, og deretter å utnytte den resulterende silikatgel til å få den senere injiserte vandige hydrauliske sementoppslemming til å bli styrt, avgrenset og/eller anbrakt på et spesielt, ønsket sted innenfor nevnte grunnformasjon. Enhver vanlig kjent teknikk kan benyttes for å starte den begynnende størkning av silikatoppløs-ningen. F.eks., hvis den interessante sone allerede inneholder forholdsvis konsentrert natrium-basert saltoppløsning eller en kalsiuminneholdende saltoppløsning, vil denønskede størkning foregå spontant når silikatoppløsningen kommer i kontakt med nevnte saltoppløsning. Ellers, kan injisering av silikatoppløs-ningen komme etter injeksjon av et kvantum av en egnet, naturlig forekommende eller syntetisk saltoppløsning. I det siste tilfellet, vil selvfølgelig et oppfyllingsmateriale av ferskt vann typisk pumpes mellom nevnte saltvannsinjeksjon og nevnte silikatoppløsning for å forhindre blanding og medfølgende størkning av disse inntil etter at nevnte materialer kommer ut av borehullet og går inn i grunnformasjonsområdet av interesse. In the present invention, it is typically desirable to cause the soluble silicate solution to solidify after it has reached the desired location in the subsea foundation formation, and then to utilize the resulting silicate gel to cause the subsequently injected aqueous hydraulic cement slurry to be controlled, delimited and/or placed in a special, desired place within said basic formation. Any commonly known technique can be used to start the initial solidification of the silicate solution. For example, if the zone of interest already contains relatively concentrated sodium-based salt solution or a calcium-containing salt solution, the desired solidification will occur spontaneously when the silicate solution comes into contact with said salt solution. Alternatively, injection of the silicate solution may follow injection of a quantity of a suitable, naturally occurring or synthetic salt solution. In the latter case, of course, a fill material of fresh water will typically be pumped between said salt water injection and said silicate solution to prevent mixing and accompanying solidification of these until after said materials exit the borehole and enter the base formation area of interest.
Som enda et annet alternativ, kan den begynnende størkning av den injiserte silikatoppløsning startes ved innblanding i denne (d.v.s. ved jordoverflaten før pumping eller injisering) As yet another alternative, the initial solidification of the injected silicate solution can be initiated by mixing it in (i.e. at the soil surface prior to pumping or injection)
av et egnet reagens for å få i stand størkning på en tilstrekkelig gradvis måte for å tillate anbringelse av nevnte materiale før størkning eller herdning av denne. F.eks. kan et sterkt surt materiale såsom saltsyre benyttes for å justere pH of a suitable reagent to effect solidification in a sufficiently gradual manner to permit application of said material prior to solidification or curing thereof. E.g. a strongly acidic material such as hydrochloric acid can be used to adjust the pH
i den vandige silikatoppløsning (som normalt er i et pH-område fra 11,5 eller over) til et område på f.eks. 0,5 til 1,5, hvori størkningstiden er tilstrekkelig lang til å tillate anbringelse av denne på detønskede undersjøiske sted. (Se f.eks. U.S. patent nr. 3.375.872). Alternativt, kan et reagens som gradvis frigjør et geldannende materiale (f.eks. flerverdige metalliske eller jordalkalimetallioner eller et svakt surt materiale) innblandes i den vandige silikatoppløsning for å få i stand gradvis størkning av denne etter dens anbringelse på detønskede undersjøiske sted. (Se f.eks. U.S. patent nr. 2.208.766, kanadisk patent nr. 1.070.936; U.S. patent nr. 3.435.899 og U.S. patent nr. 3.294.563). in the aqueous silicate solution (which is normally in a pH range from 11.5 or above) to a range of e.g. 0.5 to 1.5, wherein the solidification time is sufficiently long to permit placement thereof in the desired subsea location. (See, e.g., U.S. Patent No. 3,375,872). Alternatively, a reagent which gradually releases a gel-forming material (eg, polyvalent metallic or alkaline earth metal ions or a weakly acidic material) can be mixed into the aqueous silicate solution to effect gradual solidification thereof after its placement in the desired subsea location. (See, e.g., U.S. Patent No. 2,208,766, Canadian Patent No. 1,070,936; U.S. Patent No. 3,435,899 and U.S. Patent No. 3,294,563).
Hydrauliske sementmaterialer egnet til bruk i den foreliggende oppfinnelse omfatter de som vanligvis benyttes ved semen-teringsarbeider i olje og/eller gassbrønner. Portlandsement er foretrukket til dette formål og, av disse er API klasse A og API klasse C Portland-sement mest foretrukket til bruk i den foreliggende oppfinnelse. Hydraulic cement materials suitable for use in the present invention include those which are usually used for cementing work in oil and/or gas wells. Portland cement is preferred for this purpose and, of these, API Class A and API Class C Portland cement are most preferred for use in the present invention.
Fremstilling og pumping av den hydrauliske sementoppslemming i den foreliggende oppfinnelse er vanligvis ifølge vanlig praksis for fremstilling og behandling av sementoppslemminger til olje og gassbrenner. F.eks. kan vanlige tilsetningsstoffer til sement såsom dispergeringsmidler, væsketapstilsetningsmidler, o.s.v. benyttes, om ønsket. Tilsvarende kan vanninnholdene i sementopp-slemmingene hensiktsmessig være innen det vanlige benyttede området, men kan variere noe i kvantitative størrelser avhengig av forskjellige faktorer såsom den spesielle type sement som er benyttet o.s.v*. F.eks., når en API-klasse A Portland-sement benyttes, er det å foretrekke å benytte den i form av en oppslemming som har et vanninnhold på rundt 46 vekt-% av sementen. På den annen side, når en APO-klasse H Portland-sement benyttes, er det foretrukket å benytte en oppslemming som inneholder ca. Production and pumping of the hydraulic cement slurry in the present invention is usually according to common practice for the production and treatment of cement slurries for oil and gas burners. E.g. can common additives to cement such as dispersants, liquid loss additives, etc. used, if desired. Correspondingly, the water contents in the cement top slurries can conveniently be within the usual range used, but can vary somewhat in quantitative sizes depending on various factors such as the particular type of cement used, etc.*. For example, when an API Class A Portland cement is used, it is preferred to use it in the form of a slurry having a water content of about 46% by weight of the cement. On the other hand, when an APO Class H Portland cement is used, it is preferred to use a slurry containing approx.
38 vekt-% vann i forhold til vekten av sementen.38% water by weight in relation to the weight of the cement.
Når et vandig oppfyllingsmateriale benyttes for å skille When an aqueous filling material is used to separate
sementoppslemmingen fra silikatoppløsningen under den fortløpende injeksjon av disse, er det å foretrekke å benytte et oppfyllings-stoff av ferskvann. Ellers, kan høye konsentrasjoner av natrium-ioner og/eller tilstedeværelse av betydelige kalsiumionkonsen-trasjoner i nevnte oppfyllingsmateriale kunne indusere størkning av silikatoppløsningen ved grenseflaten mellom silikatoppløsnin-gen/oppfyllingsmaterialet under injeksjonen gjennom borehullet. Imidlertid, er det naturligvis mulig å benytte en saltoppløsning som oppfyllingsmateriale om ønsket, så lenge dens natur (f.eks. saltkonsentrasjon og/eller kalsiuminnhold) er slik at for tidlig silikatstørkning unngås under injeksjonen. the cement slurry from the silicate solution during the continuous injection of these, it is preferable to use a filling material of fresh water. Otherwise, high concentrations of sodium ions and/or the presence of significant calcium ion concentrations in said filling material could induce solidification of the silicate solution at the interface between the silicate solution/filling material during the injection through the borehole. However, it is of course possible to use a salt solution as filling material if desired, as long as its nature (e.g. salt concentration and/or calcium content) is such that premature silicate drying is avoided during the injection.
Uansett hvorvidt det vandige oppfyllingsmaterialet er basert på ferskvann eller fortynnede saltoppløsningsmaterialer, kan det videre inneholde forskjellige vanlige oppfyllingsstoffer såsom polymere fortykningsmaterialer o.l. etter ønske. Regardless of whether the aqueous filler material is based on fresh water or dilute saline solution materials, it may further contain various common filler materials such as polymeric thickening materials and the like. after wish.
Som tidligere er bemerket, omfatter et hovedtrekk ved den foreliggende oppfinnelse oppdagelsen at visse polybasiske, uorganiske fosfatsalter er i stand til vesentlig å forsinke eller å retardere den ellers meget raske (f.eks. på bare få sekunder) størkning eller herdning som forekommer når en sementoppslemming og en vandig silikatoppløsning tilsettes hverandre eller blandes. Egnede uorganiske fosfatsalter til dette formål omfatter de forskjellige kjente vannoppløselige, polybasiske uorganiske fosfatsaltene såsom f.eks. de vannoppløselige dibasiske eller tribasiske alkalimetall- eller ammoniumfos- fatsalter. Fortrinnsvis benyttes alkalimetallfosfatsaltene eller alkalimetall/ammoniumfosfatsaltblandingene for å eliminere eller gjøre mindre dannelse eller frigivning av ammoniakk under bruk. Særlig foretrukne fosfatsalter til bruk her er dinatriumfosfat og trinatriumfosfat. As previously noted, a principal feature of the present invention includes the discovery that certain polybasic inorganic phosphate salts are capable of substantially delaying or retarding the otherwise very rapid (eg, in just a few seconds) solidification or curing that occurs when a cement slurry and an aqueous silicate solution are added to each other or mixed. Suitable inorganic phosphate salts for this purpose include the various known water-soluble, polybasic inorganic phosphate salts such as e.g. the water-soluble dibasic or tribasic alkali metal or ammonium phosphate salts. Preferably, the alkali metal phosphate salts or the alkali metal/ammonium phosphate salt mixtures are used to eliminate or reduce the formation or release of ammonia during use. Particularly preferred phosphate salts for use here are disodium phosphate and trisodium phosphate.
Det tidligere nevnte vannoppløselige, polybasiske, uorganiske fosfatsalt kan innlemmes i systemet av oppløselig silikat/sement-oppslemming på enhver hensiktsmessig måte så lenge som det gjør at den er tilstede på det tidsrom hvor nevnte sementoppslemming og silikatoppløsning til å begynne med kommer i kontakt eller blandes med hverandre. F.eks., kan fosfatsaltet blandes i selve sementoppslemmingen, selve silikatoppløsningen eller i begge. Alternativt, kan en vandige oppfyllingsvæske som har fosfatsaltet oppløst i seg, benyttes til å skille sementoppslemmingen fra silikatoppløsningen under den fortløpende injisering av disse. Mest foretrukket benyttes en vandig oppfyllingsvæske i den foreliggende oppfinnelse, og minst en porsjon av det nødvendige uorganiske fosfatsalt løses opp i denne. The aforementioned water-soluble polybasic inorganic phosphate salt may be incorporated into the soluble silicate/cement slurry system in any convenient manner so long as it is present during the period of time when said cement slurry and silicate solution are initially contacted or mixed together. For example, the phosphate salt can be mixed into the cement slurry itself, the silicate solution itself or both. Alternatively, an aqueous filling liquid having the phosphate salt dissolved in it can be used to separate the cement slurry from the silicate solution during the continuous injection of these. Most preferably, an aqueous filling liquid is used in the present invention, and at least a portion of the required inorganic phosphate salt is dissolved in this.
Minimumsmengden av vannoppløselig, polybasisk, uorganisk fosfatsalt som benyttes heri, tilsvarer en mengde som er tilstrekkelig til å redusere geldanningshastigheten ved tilsetning av eller sammenblanding av den hydrauliske sementoppslemming og silikatoppløsningen. Den vanlige størkningstid ved blanding av slike komponenter i fravær av det før nevnte fosfatsalt, tilsvarer typisk bare noen få sekunder. Fortrinnsvis, benyttes det før nevnte fosfatsalt i den foreliggende oppfinnelse i en mengde som er tilstrekkelig til å gi en forlenget størkningstid på minst ca. 1/2 time, og fortrinnsvis minst ca. 1 time, etter den begynnende blanding av sementoppslemmings- og silikatoppløsningskomponentene i denne. The minimum amount of water-soluble polybasic inorganic phosphate salt used herein corresponds to an amount sufficient to reduce the rate of gelation upon addition or admixture of the hydraulic cement slurry and the silicate solution. The usual solidification time when mixing such components in the absence of the aforementioned phosphate salt typically corresponds to only a few seconds. Preferably, the aforementioned phosphate salt is used in the present invention in an amount sufficient to give an extended solidification time of at least approx. 1/2 hour, and preferably at least approx. 1 hour, after the initial mixing of the cement slurry and silicate dissolution components therein.
Uttrykt kvantitativt, vil det før nevnte fosfatsalt typisk benyttes i en mengde som varierer, på basis av et vannfritt salt, fra 0,5 til 5 (fortrinnsvis fra 0,75 til 2) vekt-% basert på den samlede vekt av sementoppslemmingen, den vandige oppfyllingsvæske (hvis noen) og silikatoppløsning. I de tilfeller hvor en vandig oppfyllingsvæske benyttes, og hvori fosfatsaltet introduseres i systemet ved oppløsning i oppfyllingsvæsken, vil fosfatsaltet typisk utgjøre fra 2 til 20 (fortrinnsvis fra 2 til 10 og mest fortrinnsvis fra 2,5 til 5) vekt-% av nevnte vandige oppfyllingsvæske . Expressed quantitatively, the aforementioned phosphate salt will typically be used in an amount varying, on the basis of an anhydrous salt, from 0.5 to 5 (preferably from 0.75 to 2)% by weight based on the total weight of the cement slurry, the aqueous filling fluid (if any) and silicate solution. In those cases where an aqueous filling liquid is used, and in which the phosphate salt is introduced into the system by dissolution in the filling liquid, the phosphate salt will typically make up from 2 to 20 (preferably from 2 to 10 and most preferably from 2.5 to 5) weight-% of said aqueous filling fluid.
Den foreliggende oppfinnelse illustreres videre ved referan-ser til de følgende arbeidseksempler. The present invention is further illustrated by references to the following working examples.
Eksempel 1Example 1
En 40° Baume vandig natriumsilikatoppløsning som har et vektforhold på 3,22:1 SiO til Na2 0, fortynnes ved å blande 42,6 vektdeler av denne med 57,4 vektdeler vann. A 40° Baume aqueous sodium silicate solution having a weight ratio of 3.22:1 SiO to Na 2 0 is diluted by mixing 42.6 parts by weight of this with 57.4 parts by weight of water.
E(l) vektdel av den resulterende fortynnede natriumsili-katoppløsning blandes samtidig med to (2) vektdeler av en API klasse A Portland-sementoppslemming som inneholder 46% vann basert på vekten av sementen, og med én (1) vektdel av en rekke forskjellige vandige oppfyllingsblandinger som forskjellige mengder trinatriumfosfat eller dinatriumfosfat løst opp i seg. E(1) part by weight of the resulting dilute sodium silicate solution is simultaneously mixed with two (2) parts by weight of an API Class A Portland cement slurry containing 46% water based on the weight of the cement, and with one (1) part by weight of a variety of aqueous filling mixtures such as various amounts of trisodium phosphate or disodium phosphate dissolved in it.
Innholdet av fosfatsalt i de forskjellige oppfyllingsblandinger sammen med størkningstiden for de tilsvarende blandinger fremstilt med disse, er oppsummert i tabell I nedenfor. The content of phosphate salt in the different filling mixtures, together with the setting time for the corresponding mixtures prepared with them, is summarized in table I below.
EKSEMPEL 2 EXAMPLE 2
Store mengder saltoppløsning dannes i en oljebrønn. Vanlige perforerings- og sementinnpressingsoperasjoner i vannsonen tillater sementen å gå inn i den svakere vannsone uten å forsegle kanaler mellom vann og oljesone. Large amounts of salt solution are formed in an oil well. Conventional perforating and cement injection operations in the water zone allow the cement to enter the weaker water zone without sealing channels between the water and the oil zone.
En batch på 1,89 m<3>(500 gallon) kalsiumkloridsaltoppløsning fremstilles med innhold av 9 vekt-% CaCl2på basis av totalvekt. To batcher på 3,785 m<3>(1000 gallon) av en vandig natriumsilikat-oppløsning lages også til. Hver batch på 3,785 m<3>(1000 gallon) lages til ved å tilsette 2,42 m<3>(640 gallons) vann i en tank å tilsette 1,32 m<3>(350 gallons) 40°Be flytende natriumsilikatopp-løsning (vannglass som inneholder ca. 38% faste stoffer, vektforhold mellom Si02og Na20 3,22) under røring. A batch of 1.89 m<3> (500 gallons) of calcium chloride salt solution is prepared containing 9% by weight CaCl 2 on a total weight basis. Two 3.785 m<3> (1000 gallon) batches of an aqueous sodium silicate solution are also made. Each batch of 3.785 m<3>(1000 gallons) is made by adding 2.42 m<3>(640 gallons) of water to a tank adding 1.32 m<3>(350 gallons) of 40°Be liquid sodium silicate top solution (glass of water containing approx. 38% solids, weight ratio between SiO2 and Na2O 3.22) while stirring.
Brønnen perforeres i vannsonen og en trykkpakker settes inn mellom perforeringene i vannsonen og de produserende perforerin-ger. Batchen på 1,89 m<3>(500 gallon) CaCl2oppløsning pumpes ned gjennom røret inn i vannsonen fulgt av 0,757 m<3>(200 gallons) ferskvann som i sin tur følges av 7,57 m<3>(2000 gallons) av natriumsilikatblandingen og nye 0,757 m<3>(200 gallons) vann som inneholder 10% trinatriumfosfatdodecylhydrat og deretter av en vandig oppslemming som inneholder 100 sekker (4268 kg) Portland-sement som inneholder 4% kalsiumklorid for å påskynde størkning. The well is perforated in the water zone and a pressure packer is inserted between the perforations in the water zone and the producing perforations. The batch of 1.89 m<3>(500 gallons) of CaCl2 solution is pumped down the pipe into the water zone followed by 0.757 m<3>(200 gallons) of fresh water which in turn is followed by 7.57 m<3>(2000 gallons) of the sodium silicate mixture and new 0.757 m<3> (200 gallons) of water containing 10% trisodium phosphate dodecyl hydrate and then of an aqueous slurry containing 100 sacks (4268 kg) of Portland cement containing 4% calcium chloride to accelerate setting.
Den første natriumsilikatoppløsning danner en gel ved blanding med CaCl2-saltoppløsning i de første tilflytningsområder i grunnformasjonen, og avleder derved den gjenværende væske til andre områder. Portland-sementen størkner ganske raskt ved kontakt med natriumsilikatoppløsningen og styrker således det svake området og tvinger den gjenværende sement inn i kanaler som fører til produksjonsseksjonen. Størkningen av Portland-sementen blir imidlertid vesentlig forsinket i forhold til hva den ville ha vært i fravær av trinatriumfosfatkomponenten i den ovenfor nevnte vandige oppfyllingsblanding. The first sodium silicate solution forms a gel when mixed with CaCl2 salt solution in the first flow areas in the base formation, thereby diverting the remaining liquid to other areas. The Portland cement solidifies quite quickly on contact with the sodium silicate solution and thus strengthens the weak area and forces the remaining cement into channels leading to the production section. The solidification of the Portland cement is, however, significantly delayed compared to what it would have been in the absence of the trisodium phosphate component in the above-mentioned aqueous filling mixture.
Mens den foreliggende oppfinnelse er beskrevet her ved referanse til visse spesifikke utforminger og illustrerende eksempler av disse, må disse ikke betraktes eller tolkes som på noen måte begrensende for omfanget av den foreliggende patent-krevde oppfinnelse. While the present invention is described herein by reference to certain specific designs and illustrative examples thereof, these must not be considered or interpreted as in any way limiting the scope of the present patent-claimed invention.
Claims (10)
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US1985/001865 WO1987002093A1 (en) | 1985-09-30 | 1985-09-30 | Process for plugging a subterranean formation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO874066D0 NO874066D0 (en) | 1987-09-28 |
NO874066L true NO874066L (en) | 1987-11-27 |
Family
ID=22188859
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO87874066A NO874066L (en) | 1985-09-30 | 1987-09-28 | PROCEDURE FOR SEALING BASIC FORMS ON A SEA. |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0238485A1 (en) |
NO (1) | NO874066L (en) |
WO (1) | WO1987002093A1 (en) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2227263A (en) * | 1988-10-03 | 1990-07-25 | Fosroc International Ltd | Placement of grout in a void |
GB9500089D0 (en) | 1995-01-04 | 1995-03-01 | Sofitech Nv | Thixotropic materials |
EP2190942B1 (en) * | 2007-09-13 | 2017-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using colloidal silica based gels |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2048932A (en) * | 1935-09-07 | 1936-07-28 | Hartvedt Andrew | Coating for concrete |
US2233872A (en) * | 1936-07-27 | 1941-03-04 | California Talc Company | Means and method for solidifying underground structures |
US2233974A (en) * | 1939-06-22 | 1941-03-04 | Stanolind Oil & Gas Company | Slow setting cement |
US2233973A (en) * | 1939-06-22 | 1941-03-04 | Stanolind Oil & Gas Company | Slow setting cement |
US2210545A (en) * | 1939-11-15 | 1940-08-06 | United States Gypsum Co | Process of sealing openings in the earth |
US2848340A (en) * | 1956-07-05 | 1958-08-19 | Lone Star Cement Corp | Slow setting cement compositions |
US3672173A (en) * | 1969-05-13 | 1972-06-27 | Halliburton Co | Forming self-supporting barriers in mine passages and the like |
US3625286A (en) * | 1970-06-01 | 1971-12-07 | Atlantic Richfield Co | Well-cementing method using a spacer composition |
US3658131A (en) * | 1970-10-30 | 1972-04-25 | Cities Service Oil Co | Selective plugging method |
JPS5328453B1 (en) * | 1971-05-22 | 1978-08-15 | ||
US4014174A (en) * | 1975-10-28 | 1977-03-29 | N L Industries, Inc. | Method of simultaneously strengthening the surface of a borehole and bonding cement thereto and method of forming cementitious pilings |
US4036659A (en) * | 1976-03-01 | 1977-07-19 | The Dow Chemical Company | Cement composition |
US4054461A (en) * | 1976-03-25 | 1977-10-18 | The Dow Chemical Company | Method of cementing |
US4083407A (en) * | 1977-02-07 | 1978-04-11 | The Dow Chemical Company | Spacer composition and method of use |
US4257483A (en) * | 1979-01-11 | 1981-03-24 | The Dow Chemical Company | Method of well completion with casing gel |
FR2458519A1 (en) * | 1979-06-05 | 1981-01-02 | Daussan & Co | COATING TO PROTECT BUILDINGS, IN PARTICULAR AGAINST FIRE AND HEAT |
SU1030336A1 (en) * | 1982-03-12 | 1983-07-23 | Проектный Научно-Исследовательский Институт "Харьковский Промстройниипроект" | Mineral adhesive |
US4436645A (en) * | 1982-09-27 | 1984-03-13 | Ceaser Anthony V | Fluoride containing compositions for removal of pollutants from waste waters and methods of utilizing same |
-
1985
- 1985-09-30 WO PCT/US1985/001865 patent/WO1987002093A1/en not_active Application Discontinuation
- 1985-09-30 EP EP85904941A patent/EP0238485A1/en not_active Withdrawn
-
1987
- 1987-09-28 NO NO87874066A patent/NO874066L/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO1987002093A1 (en) | 1987-04-09 |
EP0238485A1 (en) | 1987-09-30 |
NO874066D0 (en) | 1987-09-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3887009A (en) | Drilling mud-cement compositions for well cementing operations | |
US5082499A (en) | Well preflush fluid | |
US7654326B1 (en) | Sorel cements and methods of making and using same | |
US3499491A (en) | Method and composition for cementing oil well casing | |
US4083407A (en) | Spacer composition and method of use | |
US4391643A (en) | Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same | |
US4953620A (en) | Accelerating set of retarded cement | |
US2614998A (en) | Low water-loss cement slurry | |
US4466831A (en) | Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same | |
US4548270A (en) | Process for plugging a subterranean formation | |
NO311612B1 (en) | Method of cementing a well | |
US3943996A (en) | Low fluid loss cementing compositions | |
US3219112A (en) | Cement compositions and methods of utilizing same | |
US4521136A (en) | Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same | |
CN106800389A (en) | A kind of wave making machine seal stoppage agent high and preparation method thereof | |
US3928052A (en) | Methods and compositions for sealing subterranean earth formations | |
US3835926A (en) | Methods for sealing subterranean earth formations | |
US3931096A (en) | Low fluid loss cementing compositions | |
US2176266A (en) | Process for solidifying permeable masses | |
AU2009253842B2 (en) | Method and composition for sealing passages | |
US4415367A (en) | Pumpable thixotropic cement slurries for use in cementing pipes in a well | |
US4924942A (en) | Well forming process | |
NO874066L (en) | PROCEDURE FOR SEALING BASIC FORMS ON A SEA. | |
US3464494A (en) | Method of plugging earth formations with fluoride catalyzed silicic acid chemical grout | |
NO341157B1 (en) | Compound for treating wells and method of treating a well with the same |