RU2407714C2 - Вспененные способные к схватыванию композиции, включающие цементную печную пыль, и способы их использования - Google Patents

Вспененные способные к схватыванию композиции, включающие цементную печную пыль, и способы их использования Download PDF

Info

Publication number
RU2407714C2
RU2407714C2 RU2008113765A RU2008113765A RU2407714C2 RU 2407714 C2 RU2407714 C2 RU 2407714C2 RU 2008113765 A RU2008113765 A RU 2008113765A RU 2008113765 A RU2008113765 A RU 2008113765A RU 2407714 C2 RU2407714 C2 RU 2407714C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
foamed
composition
surfactant
cement
weight
Prior art date
Application number
RU2008113765A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2008113765A (ru
Inventor
Крэйг У. РОДДИ (US)
Крэйг У. РОДДИ
Джитен ЧАТТЕРДЖИ (US)
Джитен ЧАТТЕРДЖИ
Даррелл Чэд БРЕННАЙС (US)
Даррелл Чэд БРЕННАЙС
Бобби Дж. КИНГ (US)
Бобби Дж. КИНГ
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of RU2008113765A publication Critical patent/RU2008113765A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2407714C2 publication Critical patent/RU2407714C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C04B28/08—Slag cements
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C09K8/473—Density reducing additives, e.g. for obtaining foamed cement compositions
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
    • Y02W30/00—Technologies for solid waste management
    • Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
    • Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Road Paving Structures (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение предлагает способные к схватыванию композиции, которые включают воду и цементную печную пыль. Способные к схватыванию композиции необязательно могут включать добавку, которая включает, по меньшей мере, один компонент из следующей ниже группы: зольную пыль, сланец, шлаковый цемент, цеолит, метакаолин и их комбинации. Способные к схватыванию композиции необязательно могут быть вспенены газом. Также предлагаются способы цементирования, которые включают: подготовку способной к схватыванию композиции; введение способной к схватыванию композиции внутрь участка, который необходимо цементировать, и предоставление возможности схватиться с образованием с том месте затвердевшей массы. Участок, который надо цементировать, может находиться выше поверхности земли или в подземном пласте. 4 н. и 31 з.п. ф-лы, 25 табл.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к операциям цементирования и, более конкретно, к способным к схватыванию композициям, включающим воду и цементную пыль ("CKD"), и к соответствующим способам использования.
Способные к схватыванию композиции можно использовать в разнообразных подземных применениях. Используемый здесь термин "способная к схватыванию композиция" относится к любой композиции, которая с течением времени будет схватываться с образованием затвердевшей массы. Один пример способной к схватыванию композиции включает гидравлический цемент и воду. Подземные применения, которые могут включать способные к схватыванию композиции, включают, но не ограничиваются этим, первичное цементирование, вторичное (ремонтное) цементирование и буровые работы. Способные к схватыванию композиции также можно использовать в поверхностных применениях, например при строительном цементировании.
Способные к схватыванию композиции можно использовать в операциях первичного цементирования, при помощи которого колонны труб, например обсадную трубу и обсадную колонну-хвостовик, цементируют в стволе скважины. При осуществлении первичного цементирования способную к схватыванию композицию можно закачать в кольцевое пространство между стенками ствола скважины и расположенной в ней колонной труб. Способная к схватыванию композиция схватывается в кольцевом пространстве, посредством этого образуя кольцеобразную оболочку затвердевшего цемента (например, цементное кольцо), которое поддерживает и устанавливает в требуемое положение колонну труб в стволе скважины и связывает внешнюю поверхность колонны труб со стенками ствола скважины.
Способные к схватыванию композиции также можно использовать в операциях вторичного цементирования, таких как герметизация полостей в колонне труб или цементной оболочке. Используемый здесь термин "полости" относится к любому типу пространства, включая изломы, отверстия, трещины, каналы, полости и аналогичное. Такие полости могут включать: отверстия или трещины в колоннах труб; отверстия, трещины, полости или каналы в цементной оболочке и очень маленькие полости (обычно называемые "затрубным микропространством"), между цементной оболочкой и внешней поверхностью обсадки скважины или пластом. Герметизация таких пустот может предотвратить нежелательный поток текучих сред (например, нефти, газа, воды и т.д.) и/или мелкодисперсных твердых веществ в ствол скважины или из него.
Были осуществлены попытки герметизации таких полостей, осуществленные намеренно или нет, посредством введения вещества в полость и предоставления ему возможности оставаться в ней для герметизации полости. Если вещество не встраивается в полость, поверх полости можно сформировать пробку, гильзу или оболочку, чтобы по возможности остановить нежелательный поток жидкости. Вещества, используемые до настоящего времени в способах ограничения течения жидких сред через такие пустоты, включают способные к схватыванию композиции, включающие воду и гидравлический цемент, где способы используют гидравлическое давление для нагнетания способной к схватыванию композиции в полость. После помещения в полость способной к схватыванию композиции можно дать возможность затвердеть.
Операции вторичного цементирования также можно использовать для герметизации частей подземных пластов или частей гравийной набивки. Части подземного пласта могут включать проницаемые части пласта и изломы (природные или иные) в пласте и другие части пласта, которые могут позволить нежелательный поток жидкости в ствол скважины или из него. Части гравийной набивки включают те части гравийной набивки, в которых желательно предотвратить нежелательный поток текучих сред в ствол скважины или из него. "Гравийная набивка" представляет собой термин, обычно используемый для ссылки на объем сыпучих материалов (таких как песок), помещаемых в ствол скважины, чтобы, по меньшей мере, частично уменьшить миграцию рыхлых частиц пласта в ствол скважины. В то время как операции бесфильтровой гравийной набивки становятся более общими, операции гравийной набивки обычно включают помещение фильтра гравийной набивки в ствол скважины соседней к желаемой части подземного пласта и набивку окружающего кольцевого пространства между фильтром и стволом скважины сыпучими материалами, которые сортированы по размеру, для предотвращения и подавления прохождения твердых веществ пласта через гравийную набивку с продукционными жидкостями. Среди прочих вещей, данный способ может позволить герметизацию части гравийной набивки для предотвращения нежелательного потока текучих сред, не требуя удаления гравийной набивки.
Способные к схватыванию композиции также можно использовать в течение бурения ствола скважины в подземном пласте. Например, при бурении ствола скважины может быть желательно, в некоторых случаях, изменить направление ствола скважины. В некоторых примерах способные к схватыванию композиции можно использовать для облегчения данного изменения направления, например, бурением направляющей скважины в затвердевшей массе цемента, обычно называемой "пробкой, применяемой для изменения направления ствола скважины", помещенной в ствол скважины.
Определенные пласты могут заставить буровую коронку бурить в особом направлении. Например, в вертикальной скважине это может привести в результате к нежелательному отклонению ствола скважины от вертикали. В наклонно направленной скважине (которую бурят под углом от вертикали) после бурения начального участка ствола скважины по вертикали направление, вызванное пластом, может сделать следование желаемым путем затруднительным. В данных и других примерах можно использовать специальные инструменты для направленного бурения, такие как отклонитель, комбинацию приводного бура со скважинным кривым переводником и аналогичные. Как правило, используемый инструмент или инструменты для направленного бурения можно ориентировать таким образом, что направляющую скважину бурят под желаемым углом к предшествующему стволу скважины в желаемом направлении. Когда направляющую скважину пробурили на короткое расстояние, специальный инструмент или инструменты извлекают, если требуется, и можно возобновить бурение вдоль нового пути. Для содействия в обеспечении того, что последующее бурение следует направляющей скважине, может быть необходимо бурить направляющую скважину в пробке для изменения направления ствола скважины, помещенной в ствол скважины. В данных примерах перед бурением направляющей скважины в ствол скважины можно ввести способную к схватыванию композицию и дать ей возможность затвердеть с образованием в ней пробки для изменения направления ствола скважины. Затем в пробке для изменения направления ствола скважины можно пробурить направляющую скважину, и высокая прочность пробки для изменения направления ствола скважины помогает гарантировать, что последующее бурение протекает в направлении направляющей скважины.
Использованные до настоящего времени способные к схватыванию композиции обычно включали портландцемент. Портландцемент, как правило, является основным компонентом с точки зрения стоимости способных к схватыванию композиций. Для снижения стоимости таких способных к схватыванию композиций в добавление к портландцементу или вместо него в способные к схватыванию композиции можно включить другие компоненты. Такие компоненты могут включать зольную пыль, шлаковый цемент, сланец, метакаолин, микродисперсный цемент и аналогичное. Используемый здесь термин "зольная пыль" относится к остатку сгорания пылевидного или измельченного угля, где зольную пыль, уносимую топочными газами, можно удалить, например, электростатическим осаждением. Используемый здесь термин "шлак" относится к гранулированному побочному продукту доменного процесса, образовавшемуся при получении чугунных отливок, и, как правило, он включает окисленные примеси, обнаруживаемые в железной руде. Шлаковый цемент, как правило, включает шлак и основание, например гидроксид натрия, бикарбонат натрия, карбонат натрия или известь, для образования способной к схватыванию композиции, которая при объединении с водой может схватиться с образованием затвердевшей массы.
В ходе изготовления цемента образуются отходы производства, обычно называемые "CKD". Используемый здесь термин "CKD" относится к частично кальцинированному обжигаемому материалу, который удаляют из газового потока и собирают в пылеуловителе в течение изготовления цемента. Обычно при производстве цемента собирают огромные количества CKD, которые часто утилизируют в виде отходов. Удаление отходов CKD может добавить нежелательную стоимость при производстве цемента, а также озабоченность экологическими проблемами, связанную с их утилизацией. Химический анализ CKD от различных цементных производителей различается в зависимости от ряда факторов, включая конкретный обжигаемый материал, эффективность операции изготовления цемента и имеющие отношение системы сбора пыли. CKD обычно может включать множество оксидов, таких как SiO2, Al2O3, Fe2O3, СаО, MgO, SO3, Na2O и K2O.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к операциям цементирования и, более конкретно, к способным к схватыванию композициям, включающим воду и CKD, и к соответствующим способам использования.
В одном варианте осуществления настоящее изобретение предлагает вспененную способную к схватыванию композицию, включающую: воду, CKD, газ и поверхностно-активное вещество.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается вспененная способная к схватыванию композиция, включающая: воду, CKD в количестве в диапазоне примерно от 10% до 50% по массе, портландцемент в количестве в диапазоне примерно от 50% до 90% по массе, газ и композицию вспенивающего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение предлагает способ цементирования, включающий: подготовку вспененной способной к схватыванию композиции, включающей воду, CKD, газ и поверхностно-активное вещество; введение вспененной способной к схватыванию композиции внутрь участка, который необходимо цементировать, и предоставление возможности вспененной способной к схватыванию композиции схватиться с образованием внутри этого участка затвердевшей массы.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ цементирования колонны труб, расположенной в стволе скважины, включающий: подготовку вспененной способной к схватыванию композиции, включающей воду, CKD, газ и поверхностно-активное вещество; введение вспененной способной к схватыванию композиции в кольцевое пространство между колонной труб и стенкой ствола скважины и предоставление возможности вспененной способной к схватыванию композиции схватиться в кольцевом пространстве.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ цементирования, включающий: подготовку способной к схватыванию композиции, включающей воду, CKD и поверхностно-активное вещество; вспенивание способной к схватыванию композиции газом с образованием вспененной способной к схватыванию композиции; введение вспененной способной к схватыванию композиции внутрь участка, который необходимо цементировать, и предоставление возможности вспененной способной к схватыванию композиции схватиться.
Признаки и преимущества настоящего изобретения будут понятны специалисту в данной области. В то время как специалистами в данной области могут быть сделаны многочисленные изменения, такие изменения охватываются замыслом изобретения.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к операциям цементирования и, более конкретно, к способным к схватыванию композициям, включающим воду и CKD, и к имеющим отношение способам использования. Способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению можно использовать в разнообразных подземных применениях, включая первичное цементирование, вторичное цементирование и буровые работы. Способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению также можно использовать в поверхностных применениях, например при строительном цементировании.
Способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению
В одном варианте осуществления способная к схватыванию композиция по настоящему изобретению включает воду и CKD. В некоторых вариантах осуществления способная к схватыванию композиция по настоящему изобретению может быть вспененной, например включающей воду, CKD, газ и поверхностно-активное вещество. Вспененную способную к схватыванию композицию можно использовать, например, когда желательно, чтобы способная к схватыванию композиция была легковесной. В способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению, если желательно, могут быть включены другие необязательные добавки, включая, но не ограничиваясь этим, гидравлический цемент, зольную пыль, шлаковый цемент, сланец, цеолит, метакаолин, их комбинации и аналогичное.
Способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению должны иметь плотность, подходящую для конкретного применения, как желательно специалистам в данной области, с преимуществом данного описания. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут иметь плотность в диапазоне примерно от 8 фунтов на галлон ("фунт/галлон") до 16 фунт/галлон. Во вспененных вариантах осуществления вспененные способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут иметь плотность в диапазоне примерно от 8 фунт/галлон до 13 фунт/галлон.
Вода, используемая в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению, может включать пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или несколько растворенных солей), рассол (например, насыщенную соленую воду, добываемую из подземных пластов), морскую воду или их комбинации. Как правило, вода может быть из любого источника при условии, что она не содержит избыток соединений, которые могут неблагоприятно воздействовать на другие компоненты в способной к схватыванию композиции. В некоторых вариантах осуществления вода может быть включена в количестве, достаточном для образования способной к перекачиванию суспензии. В некоторых вариантах осуществления вода может быть включена в способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 40% до 200% по массе. Используемый здесь термин "по массе" при использовании в настоящем описании для обозначения процента компонента в способной к схватыванию композиции обозначает массовый процент компонента, включенного в способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению относительно массы сухих компонентов в способной к схватыванию композиции. В некоторых вариантах осуществления вода может быть включена в количестве в диапазоне примерно от 40% до 150% по массе.
CKD необходимо включать в способные к схватыванию композиции в количестве, достаточном для обеспечения желаемой прочности на сжатие, плотности и/или снижения стоимости. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 0,01% до 100% по массе. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 5% до 100% по массе. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 5% до 80% по массе. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 10% до 50% по массе.
Способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут необязательно включать гидравлический цемент. По настоящему изобретению можно использовать множество гидравлических цементов, включая, но не ограничиваясь этим, цементы, содержащие кальций, алюминий, кремний, кислород, железо и/или серу, которые схватываются и затвердевают при взаимодействии с водой. Подходящие гидравлические цементы включают, но не ограничиваются этим, портландцементы, пуццолановые цементы, гипсоцементы, цементы с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковые цементы, кремнеземистые цементы и их комбинации. В некоторых вариантах осуществления гидравлический цемент может включать портландцемент. В некоторых вариантах осуществления портландцементы, которые подходят для использования в настоящем изобретении, классифицируют как цементы классов А, С, Н и G согласно Американскому Нефтяному Институту, API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., July 1, 1990.
Когда гидравлический цемент присутствует, он, как правило, может быть включен в способные к схватыванию композиции в количестве, достаточном для обеспечения желаемой прочности на сжатие, плотности и/или стоимости. В некоторых вариантах осуществления гидравлический цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 0% до 100% по массе. В некоторых вариантах осуществления гидравлический цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 0% до 95% по массе. В некоторых вариантах осуществления гидравлический цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 20% до 95% по массе. В некоторых вариантах осуществления гидравлический цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 50% до 90% по массе.
В некоторых вариантах осуществления пуццолановый портландцемент, который может подходить для использования, включает зольную пыль. Может подходить зольная пыль множества типов, включая зольную пыль, классифицируемую как зольная пыль класса С и класса F согласно Американскому Нефтяному Институту, API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., July 1, 1990. Зольная пыль класса С включает как диоксид кремния, так и известь, так что при смешивании с водой она схватывается с образованием затвердевшей массы. Зольная пыль класса F, как правило, не содержит достаточного количества извести, так что для зольной пыли класса F требуется дополнительный источник ионов кальция для получения способной к схватыванию композиции с водой. В некоторых вариантах осуществления известь можно смешать с зольной пылью класса F в количестве в диапазоне примерно от 0,1% до 25% по массе зольной пыли. В некоторых примерах известь может представлять собой гашеную известь. Подходящие примеры зольной пыли включают, но не ограничиваются этим, цементную добавку "POZMIX® А", продаваемую Halliburton Energy Services, Inc., Дункан, Оклахома.
Когда зольная пыль присутствует, она, как правило, может быть включена в способные к схватыванию композиции в количестве, достаточном для обеспечения желаемой прочности на сжатие, плотности и/или стоимости. В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 5% до 75% по массе. В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 10% до 60% по массе.
В некоторых вариантах осуществления шлаковый цемент, который может подходить для использования, может включать шлак. Как правило, шлак не содержит достаточное количество основного материала, поэтому шлаковый цемент может дополнительно включать основание для получения способной к схватыванию композиции, которая может взаимодействовать с водой для схватывания с образованием затвердевшей массы. Примеры подходящих источников оснований включают, но не ограничиваются этим, гидроксид натрия, бикарбонат натрия, карбонат натрия, известь и их комбинации.
Когда шлаковый цемент присутствует, он, как правило, может быть включен в способные к схватыванию композиции в количестве, достаточном для обеспечения желаемой прочности на сжатие, плотности и/или стоимости. В некоторых вариантах осуществления шлаковый цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 0% до 99,9% по массе. В некоторых вариантах осуществления шлаковый цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 5% до 75% по массе.
В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут дополнительно включать метакаолин. Как правило, метакаолин представляет собой белый пуццолан, который можно приготовить, нагревая каолиновую глину, например, до температур в диапазоне примерно от 600°С до 800°С. В некоторых вариантах осуществления метакаолин может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 5% до 95% по массе. В некоторых вариантах осуществления метакаолин может присутствовать в количестве в диапазоне примерно от 10% до 50% по массе.
В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут дополнительно включать сланец. Среди прочего, сланец, включенный в способные к схватыванию композиции, может взаимодействовать с избытком извести с образованием подходящего цементирующего материала, например гидрата силиката кальция. Подходят разнообразные сланцы, включая сланцы, содержащие кремний, алюминий, кальций и/или магний. Пример подходящего сланца включает спекшийся сланец. Подходящие примеры спекшегося сланца включают, но не ограничиваются этим, материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM" и материал "PRESSUR-SEAL® COARSE LCM", которые продаются TXI Energy Services, Inc., Хьюстон, Техас. Как правило, сланец может иметь любое распределение размеров частиц, желательное для конкретного применения. В некоторых вариантах осуществления сланец может иметь распределение размеров частиц в диапазоне примерно от 37 микрометров до 4750 микрометров.
Когда сланец присутствует, он может быть включен в способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению в количестве, достаточном для обеспечения желаемой прочности на сжатие, плотности и/или стоимости. В некоторых вариантах осуществления сланец может присутствовать в количестве в диапазоне примерно от 5% до 75% по массе. В некоторых вариантах осуществления сланец может присутствовать в количестве в диапазоне примерно от 10% до 35% по массе. Специалист в данной области, с преимуществом настоящего описания, будет знать соответствующее количество сланца, которое надо включить для выбранного применения.
В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут дополнительно включать цеолит. Цеолиты, как правило, представляют собой пористые алюмосиликатные минералы, которые могут являться природным или синтетическим материалом. Синтетические цеолиты основаны на том же типе структурной ячейки, что и природные цеолиты, и могут включать гидраты алюмосиликатов. Используемый здесь термин "цеолит" относится ко всем природным и синтетическим формам цеолита.
В некоторых вариантах осуществления подходящие для использования в настоящем изобретении цеолиты могут включать "анальцим" (который представляет собой гидратированный алюмосиликат натрия), "бикитаит" (который представляет собой алюмосиликат лития), "бревстерит" (который представляет собой гидратированный смешанный алюмосиликат стронция, бария и кальция), "шабазит" (который представляет собой гидратированный алюмосиликат кальция), "клиноптилолит" (который представляет собой гидратированный алюмосиликат натрия), "фоязит" (который представляет собой гидратированный смешанный алюмосиликат натрия, калия, кальция и магния), "гармотом" (который представляет собой гидратированный алюмосиликат бария), "гейландит" (который представляет собой гидратированный смешанный алюмосиликат натрия и кальция), "ломонтит" (который представляет собой гидратированный алюмосиликат кальция), "мезолит" (который представляет собой гидратированный смешанный алюмосиликат натрия и кальция), "натролит" (который представляет собой гидратированный алюмосиликат натрия), "паулингит" (который представляет собой гидратированный смешанный алюмосиликат калия, натрия, кальция и бария), "филлипсит" (который представляет собой гидратированный смешанный алюмосиликат калия, натрия и кальция), "сколецит" (который представляет собой гидратированный алюмосиликат кальция), "стеллерит" (который представляет собой гидратированный алюмосиликат кальция), "стильбит" (который представляет собой гидратированный смешанный алюмосиликат натрия и кальция) и "томсонит" (который представляет собой гидратированный смешанный алюмосиликат натрия и кальция) и их комбинации. В некоторых вариантах осуществления подходящие для использования в настоящем изобретении цеолиты включают шабазит и клиноптилолит. Примером подходящего источника цеолита является цеолит от С2С Zeolite Corporation, Калгари, Канада.
В некоторых вариантах осуществления цеолит может присутствовать в способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 5% до 65% по массе. В некоторых вариантах осуществления цеолит может присутствовать в количестве в диапазоне примерно от 10% до 40% по массе.
В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут дополнительно включать добавку-замедлитель схватывания. Используемый здесь термин "добавка-замедлитель схватывания" относится к добавке, которая замедляет схватывание способной к схватыванию композиции по настоящему изобретению. Примеры подходящих добавок-замедлителей схватывания включают, но не ограничиваются этим, соли аммония, щелочных металлов, щелочноземельных металлов с сульфоалкилированными лигнинами, гидроксикарбоновыми кислотами, сополимерами, которые включают акриловую кислоту или малеиновую кислоту, и их комбинации. Один пример подходящего сульфоалкилированного лигнина включает сульфометилированный лигнин. Подходящие добавки-замедлители схватывания более подробно описаны в патенте США № Re. 31190, полное описание которого включается здесь ссылкой. Подходящие добавки-замедлители схватывания продаются Halliburton Energy Services, Inc. под торговыми названиями "HR® 4", "HR® 5", "HR® 7", "HR® 12", "HR® 15", "HR® 25", "SCR™ 100" и "SCR™ 500". Обычно, когда добавка-замедлитель схватывания используется, она может включаться в способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению в количестве, достаточном для обеспечения желаемого замедления схватывания. В некоторых вариантах осуществления добавка-замедлитель схватывания может присутствовать в количестве в диапазоне примерно от 0,1% до 5% по массе.
Необязательно в способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению можно добавить другие дополнительные добавки, которые специалист в данной области считает соответствующими, с преимуществом данного описания. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются этим, ускорители, понизители плотности, утяжеляющие добавки, материалы для борьбы с поглощением бурового раствора, добавки для регулирования фильтрации, диспергаторы и их комбинации. Подходящие примеры данных добавок включают кристаллические кремнеземные соединения, аморфный кремнезем, соли, волокна, гидрофильные глины, микросферы, пуццолановую известь, латекс-цемент, тиксотропные добавки, их комбинации и аналогичное.
Пример способной к схватыванию композиции по настоящему изобретению может включать воду и CKD. При желании специалиста в данной области, с преимуществом данного описания, такая способная к схватыванию композиция по настоящему изобретению может дополнительно включать любую из вышеперечисленных добавок, а также любую из множества других добавок, подходящих для использования в подземных применениях.
Другой пример способной к схватыванию композиции по настоящему изобретению может включать воду, CKD и добавку, включающую, по меньшей мере, один компонент из следующей ниже группы: зольную пыль, сланец, цеолит, шлаковый цемент, метакаолин и их комбинации. При желании специалиста в данной области, с преимуществом данного описания, такая способная к схватыванию композиция по настоящему изобретению может дополнительно включать любую из вышеперечисленных добавок, а также любую из множества других добавок, подходящих для использования в подземных применениях.
Как указано ранее, в некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут быть вспенены газом. В некоторых вариантах осуществления вспененные способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут включать воду, CKD, газ и композицию вспенивающего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества. Другие подходящие добавки, такие как описанные ранее, также могут быть включены во вспененные способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению при желании специалиста в данной области, с преимуществом данного описания. Газ, используемый во вспененных способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению, может представлять собой любой газ, подходящий для вспенивания способной к схватыванию композиции, включая, но не ограничиваясь этим, воздух, азот или их комбинации. Как правило, газ должен присутствовать во вспененных способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве, достаточном для образования желаемой пены. В некоторых вариантах осуществления газ может присутствовать во вспененных способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве в диапазоне примерно от 10% до 80% по объему композиции.
Когда способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению являются вспененными, они дополнительно включают поверхностно-активное вещество. В некоторых вариантах осуществления поверхностно-активное вещество включает композицию вспенивающего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества. Используемый здесь термин "композиция вспенивающего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества" относится к композиции, которая включает одно или несколько поверхностно-активных веществ и, среди прочего, может использоваться для содействия вспениванию способной к схватыванию композиции, а также может стабилизировать полученную из нее в результате вспененную способную к схватыванию композицию. В способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению можно использовать любую подходящую композицию вспенивающего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества. Подходящие композиции вспенивающего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества могут включать, но не ограничиваются этим, смеси аммиачной соли алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества, представляющего собой амидопропилбетаин жирных кислот кокосового масла, поверхностно-активного вещества, представляющего собой амидопропил-диметиламиноксид жирных кислот кокосового масла, хлорида натрия и воды; смеси поверхностно-активного вещества, представляющего собой аммиачную соль алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества, представляющего собой кокамидопропил-гидроксисултаин, поверхностно-активного вещества, представляющего собой амидопропил-диметиламиноксид жирных кислот кокосового масла, хлорида натрия и воды; гидролизованный кератин; смеси поверхностно-активного вещества, представляющего собой эфирсульфаты этоксилированного спирта, алкил- или алкилен-амидопропилбетаинового поверхностно-активного вещества и алкил- или алкилен-диметиламиноксидного поверхностно-активного вещества; водные растворы альфа-олефинового сульфонатного поверхностно-активного вещества и бетаинового поверхностно-активного вещества и их комбинации. В одном конкретном варианте осуществления композиция вспенивающего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества включает смесь аммиачной соли алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества, представляющего собой амидопропилбетаин жирных кислот кокосового масла, поверхностно-активного вещества, представляющего собой амидопропил-диметиламиноксид жирных кислот кокосового масла, хлорида натрия и воды. Подходящим примером такой смеси является пенообразующая добавка "ZONESEAL® 2000", продаваемая Halliburton Energy Services, Inc., Дункан, Оклахома. Подходящие композиции вспенивающего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества описаны в патентах США №6797054, 6547871, 6367550, 6063738 и 5897699, полное описание которых настоящим включается здесь ссылкой.
Как правило, поверхностно-активное вещество может присутствовать во вспененных способных к схватыванию композициях по настоящему изобретению в количестве, достаточном для обеспечения подходящей пены. В некоторых вариантах осуществления поверхностно-активное вещество может присутствовать в количестве в диапазоне примерно от 0,8% до 5% по объему воды ("bvow").
Способы настоящего изобретения
Способные к схватыванию композиции можно использовать в разнообразных подземных применениях, включая, но не ограничиваясь этим, первичное цементирование, вторичное цементирование и буровые работы. Способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению также можно использовать в поверхностных применениях, например при строительном цементировании.
Пример способа по настоящему изобретению включает подготовку способной к схватыванию композиции по настоящему изобретению, включающей воду и CKD; введение способной к схватыванию композиции внутрь участка, который необходимо цементировать, и предоставление способной к схватыванию композиции возможности схватиться в этом участке. В некоторых вариантах осуществления участок, который необходимо цементировать, может быть расположен выше поверхности земли, например при строительном цементировании. В некоторых вариантах осуществления участок, который необходимо зацементировать, может находиться в подземном пласте, например при подземных применениях. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, с преимуществом данного описания, способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению, применимые в данном способе, могут дополнительно включать любые вышеперечисленные добавки, а также любую из множества других добавок, подходящих для использования в подземных применениях.
Другим примером способа по настоящему изобретению является способ цементирования колонны труб (например, обсадных труб, экспандируемых обсадных труб, колонны-хвостовика и т.д.), расположенной в стволе скважины. Пример такого способа может включать подготовку способной к схватыванию композиции по настоящему изобретению, включающей воду и CKD; введение способной к схватыванию композиции в кольцевое пространство между колонной труб и стенкой ствола скважины и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться в кольцевом пространстве с образованием затвердевшей массы. Как правило, в большинстве случаев затвердевшая масса должна фиксировать колонну труб в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, с преимуществом данного описания, способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению, применимые в данном способе, могут дополнительно включать любые вышеперечисленные добавки, а также любую из множества других добавок, подходящих для использования в подземных применениях.
Другим примером способа по настоящему изобретению является способ герметизации части гравийной набивки или части подземного пласта. Пример такого способа может включать подготовку способной к схватыванию композиции по настоящему изобретению, включающей воду и CKD; введение способной к схватыванию композиции в часть гравийной набивки или часть подземного пласта и предоставление возможности способной к схватыванию композиции образовать затвердевшую массу в данной части. Части подземного пласта могут включать проницаемые части пласта и изломы (природные или иные) в пласте и другие части пласта, которые могут позволить нежелательный поток жидкости в ствол скважины или из него. Части гравийной набивки включают те части гравийной набивки, в которых желательно предотвратить нежелательный поток текучих сред в ствол скважины или из него. Среди прочего, данный способ может дать возможность герметизации части гравийной набивки для предотвращения нежелательного потока текучих сред, не требуя удаления гравийной набивки. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, с преимуществом данного описания, способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению, применимые в данном способе, могут дополнительно включать любые вышеперечисленные добавки, а также любую из множества других добавок, подходящих для использования в подземных применениях.
Другим примером способа по настоящему изобретению является способ герметизации полостей, расположенных в колонне труб (например, обсадных трубах, экспандируемых обсадных трубах, колоннах-хвостовиках и т.д.) или в цементной оболочке. Как правило, колонну труб будут помещать в ствол скважины, а цементная оболочка может располагаться в кольцевом пространстве между колонной труб, расположенной в стволе скважины, и стенкой ствола скважины. Пример такого способа может включать подготовку способной к схватыванию композиции, включающей воду и CKD; введение способной к схватыванию композиции в полость и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться с образованием затвердевшей массы в полости. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, с преимуществом данного описания, способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению, применимые в данном способе, могут дополнительно включать любые вышеперечисленные добавки, а также любую из множества других добавок, подходящих для использования в подземных применениях.
При герметизации полости в колонне труб способы по настоящему изобретению в некоторых вариантах осуществления могут дополнительно включать определение местоположения полости в колонне труб и изоляцию полости посредством ограничения пространства внутри колонны труб, сообщающегося с полостью, где способную к схватыванию композицию можно вводить в полость из данного пространства. Полость можно изолировать, используя любую подходящую методику и/или устройство, включая мостовые пробки, пакеры и аналогичное. Местоположение полости в колонне труб можно определить, используя любой подходящий метод.
При герметизации полости в цементной оболочке способы по настоящему изобретению в некоторых вариантах осуществления могут дополнительно включать определение местоположения полости в цементной оболочке; создание перфорации в колонне труб, которая пересекает полость, и изоляцию полости ограничением пространства внутри колонны труб, сообщающегося с полостью, посредством перфорации, где способную к схватыванию композицию вводят в полость посредством перфорации. Местоположение полости в колонне труб можно определить, используя любой подходящий метод. Перфорацию можно создать в колонне труб, используя любой подходящий метод, например скважинный перфоратор. Полость можно изолировать, используя любую подходящую методику и/или устройство, включая мостовые пробки, пакеры и аналогичное.
Другим примером способа по настоящему изобретению является способ изменения направления бурения ствола скважины. Пример такого способа может включать подготовку способной к схватыванию композиции, включающей CKD; введение способной к схватыванию композиции в ствол скважины в место в стволе скважины, где направление бурения необходимо изменить; предоставление возможности способной к схватыванию композиции затвердеть с образованием в стволе скважины пробки для изменения направления ствола скважины; бурение скважины в пробке для изменения направления ствола скважины и бурение ствола скважины через скважину в пробке для изменения направления ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, с преимуществом данного описания, способные к схватыванию композиции по настоящему изобретению, применимые в данном способе, могут дополнительно включать любую из вышеперечисленных добавок, а также любую из множества других добавок, подходящих для использования в подземных применениях.
Как правило, операции бурения следует продолжать в направлении скважины, пробуренной через пробку для изменения направления ствола скважины. Ствол скважины и скважину в пробке для изменения направления ствола скважины можно пробурить, используя любой подходящий метод, включая вращательное бурение, ударно-канатное бурение и аналогичное. В некоторых вариантах осуществления один или несколько инструментов для наклонно направленного бурения можно поместить по соседству с пробкой, применяемой для изменения направления ствола скважины. Подходящие инструменты для наклонно направленного бурения включают, но не ограничиваются этим, ударно-канатный инструмент, комбинации приводного бура со скважинным кривым переводником и аналогичные. Затем инструмент для наклонно направленного бурения можно использовать для бурения скважины в пробке для изменения направления ствола скважины с тем, чтобы скважина располагалась в желаемом направлении. Необязательно, инструмент для направленного бурения можно удалить из ствола скважины после бурения скважины в пробке для изменения направления ствола скважины.
Для содействия лучшему пониманию настоящего изобретения даются следующие ниже примеры определенных аспектов некоторых вариантов осуществления. Следующие ниже примеры никоим образом не следует считать ограничивающими, или определяющими, сущность изобретения.
Пример 1
При комнатной температуре готовили серию образцов способных к схватыванию композиций и подвергали 48-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Композиции образцов включали воду, CKD класса А и портландцемент класса А.
Результаты испытаний прочности на сжатие изложены в таблице, приведенной ниже.
Таблица 1
Испытания прочности на сжатие невспененных композиций: цемент класса А и CKD класса А
Образец Плотность (фунт/галлон) Портландцемент класса А (% по массе) CKD класса А (% по массе) 48-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 1 14 0 100 228
№ 2 15,15 25 75 701
№ 3 14,84 50 50 1189
№ 4 15,62 75 25 3360
№ 5 15,6 100 0 2350
Пример 2
При комнатной температуре готовили композиции образцов №6 и 7 и подвергали испытаниям на время схватывания и фильтрацию при 140°F и 240°F соответственно согласно описанию 10 API.
Композиция образца №6 включала воду, портландцемент класса А (45,5% по массе), CKD класса А (45,5% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 23" (0,75% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR®-5" (0,25% по массе). Соответственно, композиция образца №6 имела массовое отношение портландцемента к CKD примерно 50:50. Данный образец имел плотность 14,84 фунт/галлон. Добавка "HALAD® 23" представляет собой понизитель фильтрации на основе целлюлозы, который продается Halliburton Energy Services, Inc., Дункан, Оклахома. Замедлитель "HR®-5" представляет собой лигносульфонатную добавку-замедлитель схватывания, продаваемую Halliburton Energy Services, Inc., Дункан, Оклахома.
Композиция образца №7 включала воду, портландцемент класса А (49,5% по массе), CKD класса А (49,5% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 413" (0,75% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR®-12" (0,3% по массе). Соответственно, композиция образца №7 имела массовое отношение портландцемента к CKD примерно 50:50. Данный образец имел плотность 14,84 фунт/галлон. Добавка "HALAD® 413" представляет собой понизитель фильтрации на основе привитого сополимера, который продается Halliburton Energy Services, Inc., Дункан, Оклахома. Замедлитель "HR®-12" представляет собой смесь лигносульфонатной и гидроксикарбоксилатной добавки-замедлителя схватывания, продаваемую Halliburton Energy Services, Inc., Дункан, Оклахома.
Результаты испытаний на фильтрацию и время схватывания показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 2
Испытания на время схватывания и фильтрацию невспененных композиций: цемент класса А и CKD класса А
Образец Массовое отношение цемента к CKD Температура испытания (°F) Время схватывания до 70 ВС (мин : час) Фильтрация API за 30 мин (мл)
№ 6 50:50 140 6:06 147
№ 7 50:50 240 2:20 220
Пример 3
При комнатной температуре готовили серию образцов способных к схватыванию композиций и подвергали 48-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Композиции образцов включали воду, CKD класса Н и портландцемент класса Н.
Результаты испытаний прочности на сжатие изложены в таблице, приведенной ниже.
Таблица 3
Испытания прочности на сжатие невспененных композиций: цемент класса Н и CKD класса Н
Образец Плотность (фунт/галлон) Портландцемент класса Н (% по массе) CKD класса Н (% по массе) 48-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 8 15,23 0 100 74,9
№ 9 15,4 25 75 544
№ 10 16 50 50 1745
№ 11 16,4 75 25 3250
№ 12 16,4 100 0 1931
Пример 4
При комнатной температуре готовили композиции образцов №13 и 14 и подвергали испытаниям на время схватывания и фильтрацию при 140°F и 240°F соответственно согласно описанию 10 API.
Композиция образца №13 включала воду, портландцемент класса Н (49,5% по массе), CKD класса Н (49,5% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 23" (0,75% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR®-5" (0,25% по массе). Соответственно, композиция образца №13 имела массовое отношение портландцемента к CKD примерно 50:50. Данный образец имел плотность 16 фунт/галлон.
Композиция образца №14 включала воду, портландцемент класса Н (49,5% по массе), CKD класса Н (49,5% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 413" (0,75% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR®-12" (0,3% по массе). Соответственно, композиция образца №14 имела массовое отношение портландцемента к CKD примерно 50:50. Данный образец имел плотность 16 фунт/галлон.
Результаты испытаний на фильтрацию и время схватывания показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 4
Испытания на время схватывания и фильтрацию невспененных композиций: цемент класса Н и CKD класса Н
Образец Массовое отношение цемента к CKD Температура испытания (°F) Время схватывания до 70 ВС (мин : час) Фильтрация API за 30 мин (мл)
№ 13 50:50 140 5:04 58
№ 14 50:50 240 1:09 220
Пример 5
При комнатной температуре готовили серию образцов способных к схватыванию композиций и подвергали 48-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API. Композиции образцов включали воду, CKD класса G и портландцемент класса G.
Результаты испытаний прочности на сжатие изложены в таблице, приведенной ниже.
Таблица 5
Испытания прочности на сжатие невспененных композиций: цемент класса G и CKD класса G
Образец Плотность (фунт/галлон) Портландцемент класса G (% по массе) CKD класса G (% по массе) 48-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 15 14,46 0 100 371
№ 16 14,47 25 75 601
№ 17 14,49 50 50 1100
№ 18 14,46 75 25 3160
№ 19 14,46 100 0 3880
Пример 6
При комнатной температуре готовили композиции образцов №20 и 21 и подвергали испытаниям на время схватывания и фильтрацию при 140°F и 240°F соответственно согласно описанию 10 API.
Композиция образца №20 включала воду, портландцемент класса G (49,5% по массе), CKD класса G (49,5% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 23" (0,75% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR®-5" (0,25% по массе). Соответственно, композиция образца №20 имела массовое отношение портландцемента к CKD примерно 50:50. Данный образец имел плотность 15,23 фунт/галлон.
Композиция образца №21 включала воду, портландцемент класса G (49,5% по массе), CKD класса G (49,5% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 413" (0,75% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR®-12" (0,3% по массе). Соответственно, композиция образца №21 имела массовое отношение портландцемента к CKD примерно 50:50. Данный образец имел плотность 15,23 фунт/галлон.
Результаты испытаний на фильтрацию и время схватывания показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 6
Испытания на время схватывания и фильтрацию невспененных композиций: цемент класса G и CKD класса G
Образец Массовое отношение цемента к CKD Температура испытания (°F) Время схватывания до 70 ВС (мин : час) Фильтрация API за 30 мин (мл)
№ 20 50:50 140 3:19 132
№ 21 50:50 240 1:24 152
Соответственно, примеры 1-6 показывают, что способные к схватыванию композиции, включающие портландцемент и CKD, могут иметь подходящие времена схватывания, прочность на сжатие и/или фильтрационные свойства для конкретных применений.
Пример 7
Готовили серию вспененных композиций образцов в соответствии со следующей процедурой. Для каждого образца готовили композицию основы образца, которая включала воду, портландцемент класса А и CKD класса А. Количества CKD и портландцемента варьировали, как показано в таблице ниже. Затем добавляли пенообразующую добавку "ZONESEAL® 2000" к каждой композиции основы образца в количестве 2% bvow. Затем каждую композицию основы образца вспенивали примерно до 12 фунт/галлон. После приготовления полученные в результате вспененные композиции образцов подвергали 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Результаты испытаний прочности на сжатие изложены в таблице, приведенной ниже.
Таблица 7
Испытания прочности на сжатие вспененных композиций: цемент класса А и CKD класса А
Образец Плотность основы (фунт/ галлон) Плотность пены (фунт/галлон) Портландцемент класса А (% по массе) CKD класса A (% по массе) 72-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 22 14,34 12 0 100 167,6
№ 23 14,15 12 25 75 701
№ 24 15,03 12 50 50 1253
№ 25 15,62 12 75 25 1322
№ 26 15,65 12 100 0 1814
Пример 8
Готовили серию вспененных композиций образцов в соответствии со следующей процедурой. Для каждого образца готовили композицию основы образца, которая включала воду, портландцемент класса Н и CKD класса Н. Количества CKD и портландцемента варьировали, как показано в таблице ниже. Затем добавляли пенообразующую добавку "ZONESEAL® 2000" к каждой композиции основы образца в количестве 2% bvow. Затем каждую композицию основы образца вспенивали примерно до 12 фунт/галлон. После приготовления полученные в результате вспененные композиции образцов подвергали 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Результаты испытаний прочности на сжатие изложены в таблице, приведенной ниже.
Таблица 8
Испытания прочности на сжатие вспененных композиций: цемент класса Н и CKD класса Н
Образец Плотность основы (фунт/галлон) Плотность пены (фунт/галлон) Портландцемент класса Н (% по массе) CKD класса Н (% по массе) 72-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 27 15,07 12 0 100 27,2
№ 28 15,4 12 25 75 285
№ 29 16 12 50 50 845
№ 30 16,4 12 75 25 1458
№ 31 16,57 12 100 0 1509
Пример 9
Готовили серию вспененных композиций образцов в соответствии со следующей процедурой. Для каждого образца готовили композицию основы образца, которая включала воду, портландцемент класса G и CKD класса G. Количества CKD и портландцемента варьировали, как показано в таблице ниже. Затем добавляли пенообразующую добавку "ZONESEAL® 2000" к каждой композиции основы образца в количестве 2% bvow. Затем каждую композицию основы образца вспенивали примерно до 12 фунт/галлон. После приготовления полученные в результате вспененные композиции образцов подвергали 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Результаты испытаний прочности на сжатие изложены в таблице, приведенной ниже.
Таблица 9
Испытания прочности на сжатие вспененных композиций: цемент класса G и CKD класса G
Образец Плотность основы (фунт/галлон) Плотность пены (фунт/галлон) Портландцемент класса G (% по массе) CKD класса G (% по массе) 72-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 32 14,32 12 0 100 181
№ 33 14,61 12 25 75 462
№ 34 15 12 50 50 729
№ 35 15,43 12 75 25 1196
№ 36 15,91 12 100 0 1598
Соответственно, примеры 7-9 показывают, что вспененные способные к схватыванию композиции, включающие портландцемент и CKD, могут иметь подходящую прочность на сжатие для конкретного применения.
Пример 10
При комнатной температуре готовили серию образцов способных к схватыванию композиций и подвергали 24-часовым испытаниям на прочность при 140°F в соответствии с описанием 10 API. В каждый образец включали достаточное количество воды, чтобы обеспечить плотность примерно 14,2 фунт/галлон.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 10
Испытания прочности на сжатие невспененных композиций: цемент класса A, CKD класса А, сланец, зольная пыль и известь
Образец Портландцемент класса А (% по массе) CKD класса А (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) Добавка POZMIZ® A (% по массе Гашеная известь (% по массе) 24-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 37 26 0 0 61 13 1024
№ 38 19,5 6,5 0 61 13 766
№ 39 20,7 5,3 0 61 13 825
№ 40 23,3 2,7 0 61 13 796
№ 41 19,4 3,3 3,3 61 13 717
№ 42 20,7 2,65 2,65 61 13 708
№ 43 23,3 1,35 1,35 61 13 404
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Пример 11
Готовили серию композиций образцов и подвергали испытаниям на время схватывания при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Композиция образца №44 включала воду, портландцемент класса А (25,8% по массе), цементную добавку "POZMIX® А" (60,6% по массе), гашеную известь (12,9% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 23" (0,6% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR -5" (0,1% по массе). Данный образец имел плотность 14,2 фунт/галлон.
Композиция образца №45 включала воду, портландцемент класса А (19,5% по массе), CKD класса А (6,5% по массе), цементную добавку "POZMIX® А" (60,5% по массе), гашеную известь (12,8% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 23" (0,6% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR®-5" (0,1% по массе). Данный образец имел плотность 14,2 фунт/галлон. Спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Композиция образца №46 включала воду, портландцемент класса А (19,5% по массе), CKD класса А (3,25% по массе), спекшийся сланец (3,25% по массе), цементную добавку "POZMIX® A" (60,5% по массе), гашеную известь (12,8% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 23" (0,6% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR®-5" (0,1% по массе). Данный образец имел плотность 14,2 фунт/галлон. Спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Результаты испытаний фильтрации и на время схватывания показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 11
Испытания на время схватывания невспененных композиций: цемент класса A, CKD класса А, сланец, зольная пыль и известь
Образец Портландцемент класса А (% по массе) CKD класса A (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) Добавка POZMIZ® A (% no массе Гашеная известь (% по массе) Время схватывания до 70 ВС при 140°F (мин : час)
№ 44 25,8 0 0 60,6 12,9 2:57
№ 45 19,5 6,5 0 60,5 12,8 2:20
№ 46 19,5 3,25 3,25 60,6 12,8 3:12
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Пример 12
При комнатной температуре готовили серию образцов способных к схватыванию композиций и подвергали 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API. В каждый образец включали достаточное количество воды, чтобы обеспечить плотность примерно 14,2 фунт/галлон.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 12
Испытания прочности на сжатие невспененных композиций: цемент класса Н, CKD класса Н, сланец, зольная пыль и известь
Образец Портландцемент класса Н (% по массе) CKD класса Н (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) Добавка POZMIX® A (% по массе) Гашеная известь (% по массе) 24-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 47 26 0 0 61 13 704
№ 48 19,5 6,5 0 61 13 576
№ 49 20,7 5,3 0 61 13 592
№ 50 23,3 2,7 0 61 13 627
№ 51 19,4 3,3 3,3 61 13 626
№ 52 20,7 2,65 2,65 61 13 619
№ 53 23,3 1,35 1,35 61 13 594
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Пример 13
Готовили композицию образца №54 и подвергали тесту фильтрации при 140°F в соответствии с описанием 10 API. Композиция образца №54 включала воду, портландцемент класса Н (19,5% по массе), CKD класса Н (3,3% по массе), спекшийся сланец (3,3% по массе), цементную добавку "POZMIX® А" (60,6% по массе), гашеную известь (12,6% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 23" (0,6% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR-5" (0,1% по массе). Данный образец имел плотность 14,2 фунт/галлон. Соответственно композиция образца №54 имела массовое отношение портландцемента к CKD, равное 75:25. Спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Результаты теста фильтрации показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 13
Тест фильтрации невспененной композиции: цемент класса Н, CKD класса Н, сланец, зольная пыль и известь
Образец Портландцемент класса Н (% по массе) CKD класса Н (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) Добавка POZMIX® A (% по массе) Гашеная известь (% по массе) Фильтрация за 30 мин. API при 140°F (мл)
№ 54 19,5 3,3 3,3 60,6 12,6 117
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Пример 14
При комнатной температуре готовили серию образцов способных к схватыванию композиций и подвергали 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API. В каждый образец включали достаточное количество воды, чтобы обеспечить плотность примерно 14,2 фунт/галлон.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 14
Испытания прочности на сжатие невспененных композиций: цемент класса G, CKD класса G, сланец, зольная пыль и известь
Образец Портландцемент класса G (% по массе) CKD класса G (% no массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) Добавка POZMIX® A (% по массе) Гашеная известь (% по массе) 24-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 55 26 0 0 61 13 491
№ 56 19,5 6,5 0 61 13 526
№ 57 20,7 5,3 0 61 13 474
№ 58 23,3 2,7 0 61 13 462
№ 59 19,4 3,3 3,3 61 13 523
№ 60 20,7 2,65 2,65 61 13 563
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Соответственно, примеры 10-14 показывают, что способные к схватыванию композиции, включающие портландцемент, CKD, зольную пыль, гашеную известь и необязательно спекшийся сланец, могут иметь подходящие прочность на сжатие, времена схватывания и/или фильтрационные свойства для конкретного использования.
Пример 15
Готовили серию композиций вспененных образцов согласно следующей процедуре. Для каждого образца готовили композицию основы образца, которая включала воду, портландцемент класса А, CKD класса А, спекшийся сланец, цементную добавку "POZMIX® А" (61% по массе), гашеную известь (13% по массе). Данный образец имел плотность 14,2 фунт/галлон. Спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM". Количества CKD, портландцемента и спекшегося сланца варьировали, как показано в приведенной ниже таблице. Затем к каждой композиции основы образца добавляли пенообразующую добавку "ZONESEAL® 2000" в количестве 2% bvow. Затем каждую композицию основы образца вспенивали примерно до 12 фунт/галлон. После приготовления полученные в результате вспененные композиции образцов подвергали 10-дневным испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 15
Испытания прочности на сжатие вспененных композиций: цемент класса А, CKD класса А, сланец, зольная пыль и известь
Образец Портландцемент класса А (% по массе) CKD класса А (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) Добавка POZMIX® A (% по массе) Гашеная известь (% по массе) 10-дневная прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 61 26 0 0 61 13 1153
№ 62 19,5 6,5 0 61 13 1151
№ 63 20,7 5,3 0 61 13 1093
№ 64 23,3 2,7 0 61 13 950
№ 65 19,4 3,3 3,3 61 13 1161
№ 66 20,7 2,65 2,65 61 13 1009
№ 67 23,3 1,35 1,35 61 13 1231
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Пример 16
Готовили серию вспененных композиций образцов согласно следующей процедуре. Для каждого образца готовили композицию основы образца, которая включала воду, портландцемент класса А, CKD класса А, спекшийся сланец, цементную добавку "POZMIX® А" (61% по массе) и гашеную известь (13% по массе). Данный образец имел плотность 14,2 фунт/галлон. Спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL ® FINE LCM". Количества CKD, портландцемента и спекшегося сланца варьировали, как показано в приведенной ниже таблице. Затем к каждой композиции основы образца добавляли пенообразующую добавку "ZONESEAL® 2000" в количестве 2% bvow. Затем каждую композицию основы образца вспенивали примерно до 12 фунт/галлон. После приготовления полученные в результате вспененные композиции образцов подвергали 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 16
Испытания прочности на сжатие вспененных композиций: цемент класса A, CKD класса А, сланец, зольная пыль и известь
Образец Портландцемент класса А (% по массе) CKD класса А (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) Добавка POZMIX® A (% по массе) Гашеная известь (% по массе) 72-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 68 26 0 0 61 13 1057
№ 69 19,5 6,5 0 61 13 969
№ 70 20,7 5,3 0 61 13 984
№ 71 19,4 3,3 3,3 61 13 921
№ 72 20,7 2,65 2,65 61 13 811
№ 73 23,3 1,35 1,35 61 13 969
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Пример 17
Готовили вспененную композицию образца №74 согласно следующей процедуре. Готовили композицию основы образца, которая включала воду, портландцемент класса G (19,5% по массе), CKD класса G (6,5% по массе), цементную добавку "POZMIX® A" (61% по массе) и гашеную известь (13% по массе). Данный образец основы имел плотность 14,2 фунт/галлон. Затем к каждой композиции основы образца добавляли пенообразующую добавку "ZONESEAL® 2000" в количестве 2% об./мас. Затем композицию основы образца вспенивали примерно до 12 фунт/галлон. После приготовления полученную в результате вспененную композицию образца подвергали 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Результат испытания прочности на сжатие показан в приведенной ниже таблице.
Таблица 17
Испытания прочности на сжатие вспененной композиции: цемент класса G, CKD класса G, зольная пыль и известь
Образец Портландцемент класса G (% по массе) CKD класса G (% по массе) Добавка POZMIX® А (% по массе) Гашеная известь (% по массе) 72-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 74 19,5 6,5 61 13 777
Соответственно, примеры 15-17 показывают, что вспененные способные к схватыванию композиции, включающие портландцемент, CKD, зольную пыль, гашеную известь и необязательно спекшийся сланец, могут иметь подходящую прочность на сжатие для конкретного использования.
Пример 18
При комнатной температуре готовили серию образцов способных к схватыванию композиций и подвергали 24-часовым испытаниям на прочность при 180°F в соответствии с описанием 10 API. Композиции образцов включали воду, CKD класса А, портландцемент класса А, цеолит, спекшийся сланец и гашеную известь. Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM". Количество каждого компонента варьировали, как показано в таблице ниже.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 18
Испытания прочности на сжатие невспененной композиции: цемент класса A, CKD класса А, цеолит, сланец и известь
Образец Плотность (фунт/ галлон) Портландцемент класса А (% по массе) CKD класса А (% по массе) Цеолит (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) Гашеная известь (% по массе) 24-часовая прочность на сжатие при 180°F (фунт/кв. дюйм)
№ 75 13,3 50 25 25 0 0 1915
№ 76 12,75 50 25 12,5 12,5 0 2190
№ 77 11,6 0 75 10 25 0 31,6
№ 78 12,8 25 50 23,5 0 0 875
№ 79 12,5 25 50 12,5 12,5 0 923
№ 80 11,5 0 70 10 15 5 116,4
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Пример 19
Готовили вспененную композицию образца №81 согласно следующей процедуре. Готовили композицию основы образца, которая включала воду, портландцемент класса А, CKD класса А и цеолит. Данный образец основы имел плотность 14,2 фунт/галлон. Затем добавляли пенообразующую добавку "ZONESEAL® 2000" в количестве 2% об./мас. Затем композицию основы образца вспенивали примерно до 12 фунт/галлон. После приготовления полученную в результате вспененную композицию образца подвергали 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Результат испытания прочности на сжатие показан в приведенной ниже таблице.
Таблица 19
Испытания прочности на сжатие вспененной композиции: цемент класса A, CKD класса А и цеолит
Образец Плотность основы (фунт/ галлон) Плотность пены (фунт/ галлон) Портландцемент класса А (% по массе) CKD класса А (% по массе) Цеолит (% по массе) 72-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм)
№ 81 13,35 12 50 25 25 972
Пример 20
При комнатной температуре готовили композицию образца №82 и подвергали 24-часовому испытанию прочности на сжатие при 180°F в соответствии с описанием 10 API. Композиция образца №82 включала воду, портландцемент класса Н, CKD класса Н, цеолит и спекшийся сланец. Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Результат испытания прочности на сжатие показан в приведенной ниже таблице.
Таблица 20
Испытания прочности на сжатие невспененной композиции: цемент класса Н, CKD класса Н, цеолит и сланец
Образец Плотность (фунт/ галлон) Портландцемент класса Н (% по массе) CKD класса Н (% по массе) Цеолит (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) 24-часовая прочность на сжатие при 180°F (фунт/кв. дюйм)
№ 82 15,2 50 25 12,5 12,5 2280
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Пример 21
При комнатной температуре готовили композицию образца №83 и подвергали испытаниям на время схватывания и фильтрацию при 140°F в соответствии с описанием 10 API. Композиция образца №83 включала портландцемент класса А (49% по массе), CKD класса А (24,75% по массе), цеолит (12,5% по массе), спекшийся сланец (12,5% по массе), понизитель фильтрации "HALAD® 23" (0,75% по массе) и добавку-замедлитель схватывания "HR®-5" (0,5% по массе). Данный образец имел плотность 12,75 фунт/галлон. Спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Результаты испытаний фильтрации и на время схватывания показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 21
Испытания на время схватывании и фильтрацию невспененных композиций: цемент класса А, CKD класса А, цеолит и сланец
Образец Портландцемент класса А (% по массе) CKD класса А (% по массе) Цеолит (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) Время схватывания до 70 ВС при 140°F (мин : час) Фильтрация в течение 30 мин при 140°F (мл)
№ 83 49 24,75 12,5 12,5 8:54 196
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Соответственно, примеры 18-21 показывают, что вспененные и невспененные способные к схватыванию композиции, включающие портландцемент, CKD, цеолит и необязательно спекшийся сланец, могут иметь подходящую прочность на сжатие для конкретных применений.
Пример 22
При комнатной температуре готовили серию способных к схватыванию композиций образцов и подвергали 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 190°F в соответствии с описанием 10 API. Композиции образцов включали воду, шлаковый цемент, CKD класса Н, портландцемент класса Н, карбонат натрия и гашеную известь. Шлаковый цемент содержал карбонат натрия в количестве 6% по массе. Количество каждого компонента варьировали, как показано в приведенной ниже таблице.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 22
Испытания прочности на сжатие невспененных композиций: цемент класса Н, CKD класса Н, шлаковый цемент и известь
Образец Плотность (фунт/галлон) Портландцемент класса Н (% по массе) CKD класса Н (% по массе) Шлаковый цемент (% по массе) Гашеная известь (% по массе) 24-часовая прочность на сжатие при 190°F (фунт/кв. дюйм)
№ 84 13,2 0 50 45 5 123, 6
№ 85 13,6 0 50 50 0 170,3
№ 86 14 30 50 20 0 183,2
№ 87 15 30 20 50 0 563
Пример 23
При комнатной температуре готовили серию вспененных композиций образцов и подвергали 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API. Для каждого образца готовили композицию основы образца, которая включала воду, шлаковый цемент, CKD класса Н, портландцемент класса Н и гашеную известь. Количество каждого компонента варьировали, как показано в приведенной ниже таблице. Шлаковый цемент содержал карбонат натрия в количестве 6% по массе. Затем к каждой композиции основы образца добавляли пенообразующую добавку "ZONESEAL® 2000" в количестве 2% bvow. Затем каждую композицию основы образца вспенивали примерно до 11 фунт/галлон. После приготовления полученные в результате вспененные композиции образцов подвергали 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F в соответствии с описанием 10 API.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 23
Испытания прочности на сжатие вспененных композиций: цемент класса Н, CKD класса Н, шлаковый цемент и известь
Образец Плотность основы (фунт/галлон) Плотность пены (фунт/галлон) Портландцемент класса Н (% по массе) CKD класса Н (% по массе) Шлаковый цемент (% по массе) Гашеная известь (% по массе) 72-часовая прочность на сжатие при 140°F (фунт/кв. дюйм
№ 88 13,63 11 0 50 45 5 148,9
№ 89 13,68 11 0 50 50 0 161,1
№ 90 14,07 11 30 50 20 0 125
Соответственно, примеры 22-23 показывают, что вспененные и невспененные способные к схватыванию композиции, включающие CKD, шлаковый цемент, необязательно гидравлический цемент и необязательно гашеную известь, могут иметь подходящую прочность на сжатие для конкретного применения.
Пример 24
При комнатной температуре готовили серию образцов способных к схватыванию композиций и подвергали 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 180°F в соответствии с описанием 10 API. Композиции образцов включали воду, портландцемент, CKD, метакаолин и гашеную известь. Количество каждого компонента варьировали, как показано в приведенной ниже таблице. Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM". Для данной серии испытаний использовали портландцемент класса А за исключением образца №93, в котором использовали портландцемент класса Н. Для данной серии испытаний использовали CKD класса А за исключением образца №93, в котором использовали CKD класса Н.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 24
Испытания прочности на сжатие: цемент, CKD, метакаолин и сланец
Образец Плотность (фунт/галлон) Портландцемент (% по массе) CKD (% по массе) Метакаолин (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) 24-часовая прочность на сжатие при 180°F (фунт/кв. дюйм)
№ 91 12,75 50 25 12,5 12,5 1560
№ 92 13,5 50 25 25 0 1082
№ 93 13 25 50 12,5 12,5 1410
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Пример 25
При комнатной температуре готовили серию вспененных способных к схватыванию композиций образцов и подвергали 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 180°F в соответствии с описанием 10 API. Для каждого образца готовили композицию основы образца, которая включала воду, портландцемент, CKD, метакаолин и спекшийся сланец. Количество каждого компонента варьировали, как показано в приведенной ниже таблице. Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM". Для данной серии испытаний использовали портландцемент класса А за исключением образца №96, в котором использовали портландцемент класса Н. Для данной серии испытаний использовали CKD класса А за исключением образца №96, в котором использовали CKD класса Н. Затем к каждой композиции основы образца добавляли пенообразующую добавку "ZONESEAL® 2000" в количестве 2% bvow. Затем каждую композицию основы образца вспенивали до плотности, показанной в таблице ниже.
Результаты испытаний прочности на сжатие показаны в приведенной ниже таблице.
Таблица 25
Испытания прочности на сжатие вспененных композиций: цемент, CKD, метакаолин и сланец
Образец Плотность основы (фунт/галлон) Плотность пены (фунт/галлон) Портландцемент (% по массе) CKD (% по массе) Метакаолин (% по массе) Спекшийся сланец1 (% по массе) 72-часовая прочность на сжатие при 180°F (фунт/кв. дюйм)
№ 94 12,75 9,85 50 25 12,5 12,5 651
№ 95 13,5 9,84 50 25 25 0 512
№ 96 13 9,57 25 50 12,5 12,5 559
1Используемый спекшийся сланец представлял собой материал "PRESSUR-SEAL® FINE LCM".
Соответственно, примеры 24-25 показывают, что вспененные и невспененные способные к схватыванию композиции, включающие гидравлический цемент, CKD, метакаолин и необязательно спекшийся сланец, могут иметь подходящую прочность на сжатие для конкретного применения.
Следовательно, настоящее изобретение хорошо адаптировано для достижения указанных целей и преимуществ, а также тех целей и преимуществ, которые являются неотъемлемыми для данного описания. В то время как специалисты в данной области могут сделать многочисленные изменения, такие изменения охватываются замыслом данного изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения. Термины в формуле изобретения имеют свое ясное, обычное значение, если это четко и ясно не определено иным образом заявителем патента.

Claims (35)

1. Вспененная способная к схватыванию композиция, содержащая
цементную печную пыль, которая присутствует в количестве от 70 до 100% по массе сухих компонентов;
воду;
газ; и
поверхностно-активное вещество.
2. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.1, в которой вода выбрана из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, рассола, морской воды и их комбинаций.
3. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.1, в которой цементная печная пыль присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне примерно от 75% до 100% по массе сухих компонентов.
4. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.1, в которой вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает гидравлический цемент.
5. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.4, в которой гидравлический цемент выбран из группы, состоящей из портландцемента, пуццоланового цемента, гипсоцемента, цемента с высоким содержанием оксида алюминия, шлакового цемента, кремнеземистого цемента и их комбинаций.
6. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.1, в которой гидравлический цемент присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне от 0% до 30% по массе сухих компонентов.
7. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.1, где вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает добавку, выбранную из группы, состоящей из зольной пыли, сланца, цеолита, шлакового цемента, метакаолина и их комбинаций.
8. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.1, в которой газ включает компонент, выбранный из группы, состоящей из воздуха, азота и их комбинаций.
9. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.1, в которой газ присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне примерно от 10% до 80% по объему вспененной цементной композиции.
10. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.1, в которой поверхностно-активное вещество включает композицию пенообразующего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества.
11. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.10, в которой композиция пенообразующего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества включает поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из смеси аммиачной соли алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества, представляющего собой коко-амидопропилбетаин, поверхностно-активного вещества, представляющего собой коко-амидопропил-диметиламиноксид, хлорида натрия и воды; смеси поверхностно-активного вещества, представляющего собой аммиачную соль алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества, представляющего собой кокамидопропил-гидроксисултаин, поверхностно-активного вещества, представляющего собой кокомидопропил-диметиламиноксид, хлорида натрия и воды; гидролизованного кератина; смеси поверхностно-активного вещества, представляющего собой эфирсульфат этоксилированного спирта, алкил- или алкилен-амидопропилбетаинового поверхностно-активного вещества, и алкил- или алкилен-демитиламиноксидного поверхностно-активного вещества; водного раствора альфаолефинового сульфанатного поверхностно-активного вещества и бетаинового поверхностно-активного вещества; и их комбинаций.
12. Вспененная способная к схватыванию композиция по п.1, где вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает добавку, выбранную из группы, состоящей из добавки-замедлителя схватывания, ускорителя, материала для борьбы с поглощением; добавки для регулирования фильтрации; и их комбинаций.
13. Способ цементирования, включающий
подготовку вспененной способной к схватыванию композиции, включающей воду, цементную печную пыль, газ и поверхностно-активное вещество;
введение вспененной способной к схватыванию композиции внутрь участка, который необходимо цементировать; и
предоставление возможности вспененной способной к схватыванию композиции образовать внутри этого участка затвердевшую массу.
14. Способ по п.13, в котором вода выбрана из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, рассола, морской воды и их комбинаций.
15. Способ по п.13, в котором цементная пыль присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне примерно от 5% до 100% по массе сухих компонентов.
16. Способ по п.13, в котором вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает гидравлический цемент.
17. Способ по п.16, в котором гидравлический цемент присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне примерно от 0% до 95% по массе сухих компонентов.
18. Способ по п.13, в котором вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает компонент из следующей ниже группы: зольную пыль, сланец, цеолит, шлаковый цемент, метакаолин и их комбинации.
19. Способ по п.13, в котором газ включает компонент из следующей ниже группы: воздух, азот и их комбинации.
20. Способ по п.13, в котором поверхностно-активное вещество включает композицию пенообразующего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества.
21. Способ по п.20, в котором композиция пенообразующего и стабилизирующего поверхностно-активного вещества включает компонент из следующей ниже группы: смесь аммиачной соли алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества, представляющего собой коко-амидопропилбетаин, поверхностно-активного вещества, представляющего собой коко-амидопропил-диметиламиноксид, хлорида натрия и воды; смесь поверхностно-активного вещества, представляющего собой аммиачную соль алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества, представляющего собой кокамидопропил-гидроксисултаин, поверхностно-активного вещества, представляющего собой амидопропил-диметиламиноксид жирных кислот кокосового масла, хлорида натрия и воды; гидролизованный кератин; смесь поверхностно-активного вещества, представляющего собой эфирсульфат этоксилированного спирта, алкил- или алкилен-амидопропилбетаинового поверхностно-активного вещества, и алкил- или алкилен-диметиламиноксидного поверхностно-активного вещества; водный раствор альфа-олефинового сульфонатного поверхностно-активного вещества и бетаинового поверхностно-активного вещества; и их комбинаций.
22. Способ по п.13, в котором вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает компонент из следующей ниже группы: добавку-заменитель схватывания, ускоритель, материал для борьбы с поглощением; добавку для регулирования фильтрации; и их комбинации.
23. Способ по п.13, в котором цементная печная пыль присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне примерно от 10% до 50% массе сухих компонентов, причем
вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает портландцемент в количестве в диапазоне от 50% до 90% по массе сухих компонентов,
поверхностно-активное вещество включает смесь аммиачной соли алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества, представляющего собой коко-амидопропилбетаин, поверхностно-активного вещества, представляющего собой коко-амидопропил-диметиламиноксид, хлорида натрия и воды, и
поверхностно-активное вещество присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне примерно от 0,8% до 5% по объему воды, присутствующей во вспененной способной к схватыванию композиции.
24. Способ по п.13, в котором участок, который необходимо цементировать, расположен выше поверхности земли или внутри подземного пласта.
25. Способ по п.13, в котором стадию введения вспененной способной к схватыванию композиции внутрь участка, который необходимо цементировать, включает
введение вспененной способной к схватыванию композиции в кольцевое пространство между колонной труб, расположенной в стволе скважины, и стенкой ствола скважины.
26. Способ по п.13, в котором стадия введения вспененной способной к схватыванию композиции внутрь участка, который необходимо цементировать, включает
введение вспененной способной к схватыванию композиции в часть гравийной набивки или часть подземного пласта, где затвердевшая масса герметизирует часть гравийной или часть подземного пласта.
27. Способ по п.13, в котором стадия введения вспененной способной к схватыванию композиции внутрь участка, который необходимо цементировать, включает
введение вспененной способной к схватыванию композиции в полость в колонне труб, расположенной в стволе скважины, или в цементную оболочку, размещенную в кольцевом пространстве между колонной труб и стенкой ствола скважины, где затвердевшая масса герметизирует полость.
28. Способ по п.13, дополнительно включающий
бурение скважины в затвердевшей массе, где затвердевшая масса расположена в подземном пласте, и
бурение ствола скважины через скважину в затвердевшей массе.
29. Способ цементирования колонны труб, расположенной в стволе скважины, включающий
подготовку вспененной способной к схватыванию композиции, включающей воду, цементную печную пыль, газ и поверхностно-активное вещество;
введение вспененной способной к схватыванию композиции в кольцевое пространство между колонной труб и стенкой ствола скважины; и предоставление возможности вспененной способной к схватыванию композиции схватиться в кольцевом пространстве.
30. Способ по п.29, в котором вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает компонент из следующей ниже группы: гидравлический цемент, зольная пыль, сланец, цеолит, метакаолин и их комбинации.
31. Способ по п.29, в котором цементная печная пыль присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве примерно от 10% до 50% по массе сухих компонентов, причем
вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает портландцемент в количестве в диапазоне примерно от 50% до 90% по массе сухих компонентов,
поверхностно-активное вещество включает смесь аммиачной соли алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества,
представляющего собой коко-амидопропилбетаин, поверхностно-активного вещества, представляющего собой коко-амидопропил-диметиламиноксид, хлорида натрия и воды, и
поверхностно-активное вещество присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне примерно от 0,8% до 5% по объему воды, присутствующей во вспененной способной к схватыванию композиции.
32. Способ по п.29, в котором затвердевшая масса фиксирует колонну труб в стволе скважины.
33. Способ цементирования, включающий
подготовку способной к схватыванию композиции, включающей воду, цементную печную пыль и поверхностно-активное вещество;
вспенивание способной к схватыванию композиции газом с образованием вспененной способной к схватыванию композиции;
введение вспененной способной к схватыванию композиции внутрь участка, который необходимо цементировать; и
предоставление возможности вспененной способной к схватыванию композиции схватиться.
34. Способ по п.33, в котором вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает компонент из следующей ниже группы: гидравлический цемент, зольная пыль, сланец, цеолит, метакаолин и их комбинации.
35. Способ по п.33, в котором цементная печная пыль присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне примерно от 10% до 50% по массе сухих компонентов, причем
вспененная способная к схватыванию композиция дополнительно включает портландцемент в количестве в диапазоне от 50% до 90% по массе сухих компонентов,
поверхностно-активное вещество включает смесь аммиачной соли алкилэфирсульфата, поверхностно-активного вещества,
представляющего собой коко-амидопропилбетаин, поверхностно-активного вещества, представляющего собой коко-амидопропил-диметиламиноксид, хлорида натрия и воды, и
поверхностно-активное вещество присутствует во вспененной способной к схватыванию композиции в количестве в диапазоне примерно от 0,8% до 5% по объему воды, присутствующей во вспененной способной к схватыванию композиции.
Приоритет: от 09.09.2005 - все пункты формулы изобретения.
RU2008113765A 2005-09-09 2006-08-24 Вспененные способные к схватыванию композиции, включающие цементную печную пыль, и способы их использования RU2407714C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/223,703 US7387675B2 (en) 2005-09-09 2005-09-09 Foamed settable compositions comprising cement kiln dust
US11/223,703 2005-09-09
US11/223,485 2005-09-09
US11/223,485 US7395860B2 (en) 2005-09-09 2005-09-09 Methods of using foamed settable compositions comprising cement kiln dust

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008113765A RU2008113765A (ru) 2009-10-20
RU2407714C2 true RU2407714C2 (ru) 2010-12-27

Family

ID=37012112

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008113765A RU2407714C2 (ru) 2005-09-09 2006-08-24 Вспененные способные к схватыванию композиции, включающие цементную печную пыль, и способы их использования

Country Status (7)

Country Link
US (2) US7387675B2 (ru)
EP (1) EP1924668B1 (ru)
CA (1) CA2621829C (ru)
DK (1) DK1924668T3 (ru)
NO (1) NO20081137L (ru)
RU (1) RU2407714C2 (ru)
WO (1) WO2007028950A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640621C2 (ru) * 2013-07-31 2018-01-10 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Композиции, содержащие печную пыль и волластонит, и способы их применения в подземных пластах

Families Citing this family (60)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7607482B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles
US9512346B2 (en) 2004-02-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement
US7445669B2 (en) * 2005-09-09 2008-11-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US7387675B2 (en) * 2005-09-09 2008-06-17 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed settable compositions comprising cement kiln dust
US7743828B2 (en) 2005-09-09 2010-06-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content
US8307899B2 (en) 2005-09-09 2012-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite
US7353870B2 (en) * 2005-09-09 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US9006155B2 (en) 2005-09-09 2015-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly
US9809737B2 (en) 2005-09-09 2017-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use
US8327939B2 (en) 2005-09-09 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use
US8505630B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating spacer fluids and methods of use
US8333240B2 (en) 2005-09-09 2012-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations
US7789150B2 (en) 2005-09-09 2010-09-07 Halliburton Energy Services Inc. Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use
US7478675B2 (en) 2005-09-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods
US7335252B2 (en) * 2005-09-09 2008-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust
US8403045B2 (en) 2005-09-09 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations
US8950486B2 (en) 2005-09-09 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use
US9051505B2 (en) 2005-09-09 2015-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly
US8297357B2 (en) 2005-09-09 2012-10-30 Halliburton Energy Services Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use
US7607484B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use
US8609595B2 (en) 2005-09-09 2013-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use
US8281859B2 (en) 2005-09-09 2012-10-09 Halliburton Energy Services Inc. Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size
US9150773B2 (en) 2005-09-09 2015-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations
US8522873B2 (en) 2005-09-09 2013-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US8555967B2 (en) 2005-09-09 2013-10-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition
US8505629B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US8733440B2 (en) 2009-07-02 2014-05-27 Halliburton Energy Services, Inc. Well cement compositions comprising biowaste ash and methods of use
US9023150B2 (en) 2005-09-09 2015-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use
US9676989B2 (en) 2005-09-09 2017-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
US7381263B2 (en) * 2005-10-24 2008-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7337842B2 (en) * 2005-10-24 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7284609B2 (en) * 2005-11-10 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust
US7407916B2 (en) * 2006-02-15 2008-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed treatment fluids and associated methods
US7338923B2 (en) * 2006-04-11 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable drilling fluids comprising cement kiln dust
CA2545810C (en) * 2006-05-04 2011-07-12 The Mosaic Company Cementitious composition for use in elevated to fully saturated salt environments
US8162055B2 (en) * 2007-04-02 2012-04-24 Halliburton Energy Services Inc. Methods of activating compositions in subterranean zones
US8083849B2 (en) * 2007-04-02 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Activating compositions in subterranean zones
US9199879B2 (en) 2007-05-10 2015-12-01 Halliburton Energy Serives, Inc. Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
US8476203B2 (en) 2007-05-10 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods
US9206344B2 (en) 2007-05-10 2015-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions and methods utilizing nano-particles
US8685903B2 (en) 2007-05-10 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation compositions and associated methods
US9512351B2 (en) 2007-05-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
US8586512B2 (en) 2007-05-10 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-clay
US7861782B2 (en) * 2008-07-31 2011-01-04 Halliburton Energy Services Inc. Foamed cement compositions, additives, and associated methods
US7934554B2 (en) * 2009-02-03 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions comprising a dual oil/water-swellable particle
CA2703604C (en) * 2009-05-22 2017-06-20 Lafarge Low density cementitious compositions
US8047282B2 (en) * 2009-08-25 2011-11-01 Halliburton Energy Services Inc. Methods of sonically activating cement compositions
US20110048697A1 (en) * 2009-08-25 2011-03-03 Sam Lewis Sonically activating settable compositions
KR101117780B1 (ko) 2009-09-25 2012-03-19 (주)세와비전 시멘트 킬른 바이패스 더스트를 이용한 다공성 규산칼슘 경화체 제조방법
WO2012138399A1 (en) * 2011-04-07 2012-10-11 Materials And Electrochemical Research (Mer) Corporation Method of fabrication of construction materials from industrial solid waste
US8627888B2 (en) 2011-05-13 2014-01-14 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions containing metakaolin having reduced portland cement content
US8162058B1 (en) 2011-10-27 2012-04-24 Halliburton Energy Services Inc. Slag compositions and methods of use
US20130319673A1 (en) * 2012-05-31 2013-12-05 Halliburton Energy Services, Inc. Cement Compositions Comprising Saponins and Associated Methods
US8997578B2 (en) 2012-10-26 2015-04-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for determining reactive index for cementitious components, associated compositions, and methods of use
AR093112A1 (es) * 2012-10-26 2015-05-20 Halliburton Energy Services Inc Metodos para determinar indice reactivo de polvo de horno de cemento, composiciones asociadas y metodos de uso
CA2929576C (en) 2013-12-12 2019-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and methods of use
CN104792573A (zh) * 2015-04-23 2015-07-22 中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院廊坊分院 无尘化岩心钻取机
US9770165B2 (en) 2015-08-13 2017-09-26 Jand, Inc. Systems and methods for displaying objects on a screen at a desired visual angle
AU2017400689B2 (en) 2017-02-22 2022-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Reactivity mapping

Family Cites Families (159)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2094316A (en) 1936-03-06 1937-09-28 Kansas City Testing Lab Method of improving oil well drilling muds
US2329940A (en) 1940-12-12 1943-09-21 Missouri Portland Cement Co Manufacture of cement
US2848051A (en) * 1954-03-22 1958-08-19 Atlantic Refining Co Method for improving well cementing jobs
US2871133A (en) 1956-12-10 1959-01-27 Peerless Cement Corp Inorganic dust treatment process
US2842205A (en) * 1956-12-24 1958-07-08 Exxon Research Engineering Co Method of servicing wells
US2945769A (en) 1957-08-08 1960-07-19 Bj Service Inc Cement composition
US3168139A (en) 1961-05-08 1965-02-02 Great Lakes Carbon Corp Converting drilling muds to slurries suitable for cementing oil and gas wells
US3454095A (en) * 1968-01-08 1969-07-08 Mobil Oil Corp Oil recovery method using steam stimulation of subterranean formation
US3499491A (en) * 1968-06-28 1970-03-10 Dresser Ind Method and composition for cementing oil well casing
US3557876A (en) 1969-04-10 1971-01-26 Western Co Of North America Method and composition for drilling and cementing of wells
US3876005A (en) 1972-01-24 1975-04-08 Halliburton Co High temperature, low density cementing method
US3748159A (en) 1972-04-20 1973-07-24 Halliburton Co High temperature cementing compositions containing a lignosulfonic acid salt and a pentaboric acid salt
NL7306868A (ru) 1973-05-17 1974-11-19
US3887009A (en) * 1974-04-25 1975-06-03 Oil Base Drilling mud-cement compositions for well cementing operations
US4031184A (en) 1976-01-14 1977-06-21 Donald L. Christensen Process for reclaiming cement kiln dust and recovering chemical values therefrom
USRE31190E (en) 1976-02-02 1983-03-29 Halliburton Company Oil well cementing process
US4018617A (en) 1976-02-02 1977-04-19 Nicholson Realty Ltd. Mixture for pavement bases and the like
US4176720A (en) * 1978-07-27 1979-12-04 Atlantic Richfield Company Well cementing in permafrost
US4268316A (en) 1979-07-27 1981-05-19 Martin Marietta Corporation Masonry cement composition
US4341562A (en) 1980-03-21 1982-07-27 N-Viro Energy Systems, Ltd. Lightweight aggregate
DE3132928C1 (de) 1981-08-20 1983-01-13 Degussa Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur Erstarrungsbeschleunigung von hydraulischen Zementmischungen
US4407677A (en) 1982-04-05 1983-10-04 Martin Marietta Corporation Concrete masonry units incorporating cement kiln dust
US4460292A (en) 1982-07-15 1984-07-17 Agritec, Inc. Process for containment of liquids as solids or semisolids
US4432800A (en) 1982-08-16 1984-02-21 N-Viro Energy Systems Ltd. Beneficiating kiln dusts utilized in pozzolanic reactions
US4494990A (en) 1983-07-05 1985-01-22 Ash Grove Cement Company Cementitious composition
US4555269A (en) 1984-03-23 1985-11-26 Halliburton Company Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions
US4515635A (en) 1984-03-23 1985-05-07 Halliburton Company Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions
US4519452A (en) * 1984-05-31 1985-05-28 Exxon Production Research Co. Method of drilling and cementing a well using a drilling fluid convertible in place into a settable cement slurry
US4668128A (en) 1984-07-05 1987-05-26 Soli-Tech, Inc. Rigidification of semi-solid agglomerations
US4741782A (en) 1984-11-07 1988-05-03 Resource Technology, Inc. Process for forming a light-weight aggregate
US4624711A (en) 1984-11-07 1986-11-25 Resource Technology, Inc. Light-weight aggregate
US4614599A (en) 1985-04-01 1986-09-30 Texaco Inc. Encapsulated lime as a lost circulation additive for aqueous drilling fluids
GB8531866D0 (en) 1985-12-30 1986-02-05 Shell Int Research Forming impermeable coating on borehole wall
US4676317A (en) 1986-05-13 1987-06-30 Halliburton Company Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations
US4883125A (en) 1987-12-11 1989-11-28 Atlantic Richfield Company Cementing oil and gas wells using converted drilling fluid
US5520730A (en) * 1988-08-08 1996-05-28 Barbour; Ronald L. Settable composition for general purpose concrete and method of making same
US4992102A (en) 1988-08-08 1991-02-12 Barbour Ronald L Synthetic class C fly ash and use thereof as partial cement replacement in general purpose concrete
US5266111A (en) 1988-08-08 1993-11-30 Barbour Ronald L Class F. fly ash containing settable composition for general purpose concrete having high early strength and method of making same
US4941536A (en) 1989-06-27 1990-07-17 Halliburton Company Set retarded cement compositions and methods for well cementing
US5049288A (en) 1989-06-27 1991-09-17 Halliburton Company Set retarded cement compositions and methods for well cementing
US5030366A (en) * 1989-11-27 1991-07-09 Atlantic Richfield Company Spacer fluids
US5515921A (en) 1989-12-27 1996-05-14 Shell Oil Company Water-base mud conversion for high tempratice cementing
US5464060A (en) 1989-12-27 1995-11-07 Shell Oil Company Universal fluids for drilling and cementing wells
US5423379A (en) * 1989-12-27 1995-06-13 Shell Oil Company Solidification of water based muds
US5673753A (en) 1989-12-27 1997-10-07 Shell Oil Company Solidification of water based muds
US5058679A (en) 1991-01-16 1991-10-22 Shell Oil Company Solidification of water based muds
US5123487A (en) 1991-01-08 1992-06-23 Halliburton Services Repairing leaks in casings
US5125455A (en) 1991-01-08 1992-06-30 Halliburton Services Primary cementing
US5121795A (en) 1991-01-08 1992-06-16 Halliburton Company Squeeze cementing
US5127473A (en) 1991-01-08 1992-07-07 Halliburton Services Repair of microannuli and cement sheath
US5238064A (en) 1991-01-08 1993-08-24 Halliburton Company Squeeze cementing
US5086850A (en) 1991-01-08 1992-02-11 Halliburton Company Well bore drilling direction changing method
WO1992017413A1 (en) 1991-03-29 1992-10-15 Chase Raymond S Silica-containing cement and concrete composition
US5382290A (en) 1991-04-26 1995-01-17 Shell Oil Company Conversion of oil-base mud to oil mud-cement
US5213160A (en) * 1991-04-26 1993-05-25 Shell Oil Company Method for conversion of oil-base mud to oil mud-cement
US5542782A (en) * 1991-06-24 1996-08-06 Halliburton Nus Environmental Corp. Method and apparatus for in situ installation of underground containment barriers under contaminated lands
US5183505A (en) 1992-05-27 1993-02-02 Concrete Technology, Inc. Cellular concrete
US5536311A (en) 1992-10-02 1996-07-16 Halliburton Company Set retarded cement compositions, additives and methods
US5476144A (en) 1992-10-15 1995-12-19 Shell Oil Company Conversion of oil-base mud to oil mud-cement
US5314022A (en) 1992-10-22 1994-05-24 Shell Oil Company Dilution of drilling fluid in forming cement slurries
MY112090A (en) 1992-10-22 2001-04-30 Shell Int Research Method for drilling and cementing a well
US5327968A (en) 1992-12-30 1994-07-12 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5305831A (en) * 1993-02-25 1994-04-26 Shell Oil Company Blast furnace slag transition fluid
US5383521A (en) 1993-04-01 1995-01-24 Halliburton Company Fly ash cementing compositions and methods
US5372641A (en) * 1993-05-17 1994-12-13 Atlantic Richfield Company Cement slurries for wells
US5361842A (en) 1993-05-27 1994-11-08 Shell Oil Company Drilling and cementing with blast furnace slag/silicate fluid
US5361841A (en) * 1993-05-27 1994-11-08 Shell Oil Company Drilling and cementing with blast furnace slag/polyalcohol fluid
US5358044A (en) 1993-05-27 1994-10-25 Shell Oil Company Drilling and cementing with blast furnace slag/soluble/insoluble alcohol
US5352288A (en) 1993-06-07 1994-10-04 Dynastone Lc Low-cost, high early strength, acid-resistant pozzolanic cement
US5337824A (en) 1993-06-28 1994-08-16 Shell Oil Company Coal slag universal fluid
US5439056A (en) 1993-06-28 1995-08-08 Shell Oil Company Coal slag solidification of drilling fluid
US5866516A (en) * 1993-08-17 1999-02-02 Costin; C. Richard Compositions and methods for solidifying drilling fluids
US5370185A (en) * 1993-09-08 1994-12-06 Shell Oil Company Mud solidification with slurry of portland cement in oil
US5368103A (en) 1993-09-28 1994-11-29 Halliburton Company Method of setting a balanced cement plug in a borehole
US5398758A (en) 1993-11-02 1995-03-21 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5518996A (en) 1994-04-11 1996-05-21 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Fluids for oilfield use having high-solids content
US5529624A (en) 1994-04-12 1996-06-25 Riegler; Norbert Insulation material
US5458195A (en) 1994-09-28 1995-10-17 Halliburton Company Cementitious compositions and methods
US5585333A (en) 1994-10-12 1996-12-17 Halliburton Company Hydrocarbon base cementitious drilling fluids and methods
US5472051A (en) 1994-11-18 1995-12-05 Halliburton Company Low temperature set retarded well cement compositions and methods
US5499677A (en) 1994-12-23 1996-03-19 Shell Oil Company Emulsion in blast furnace slag mud solidification
FR2735465B1 (fr) * 1995-06-13 1997-08-29 Schlumberger Cie Dowell Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
US5494513A (en) 1995-07-07 1996-02-27 National Research Council Of Canada Zeolite-based lightweight concrete products
US5728654A (en) 1995-08-25 1998-03-17 Texas United Chemical Company, Llc. Stabilized fluids containing soluble zinc
US5716910A (en) 1995-09-08 1998-02-10 Halliburton Company Foamable drilling fluid and methods of use in well drilling operations
EP0848689A1 (en) * 1995-09-08 1998-06-24 Fmc Corporation Cement compositions for controlling alkali-silica reactions in concrete and processes for making same
US5588489A (en) 1995-10-31 1996-12-31 Halliburton Company Lightweight well cement compositions and methods
US5711383A (en) 1996-04-19 1998-01-27 Halliburton Company Cementitious well drilling fluids and methods
FR2749844B1 (fr) * 1996-06-18 1998-10-30 Schlumberger Cie Dowell Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
US5874387A (en) 1996-06-19 1999-02-23 Atlantic Richfield Company Method and cement-drilling fluid cement composition for cementing a wellbore
FR2753963B1 (fr) * 1996-09-30 1998-12-24 Schlumberger Cie Dowell Coulis de cimentation et methode de conception d'une formulation
US6060434A (en) 1997-03-14 2000-05-09 Halliburton Energy Services, Inc. Oil based compositions for sealing subterranean zones and methods
US5913364A (en) * 1997-03-14 1999-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing subterranean zones
US5897699A (en) 1997-07-23 1999-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed well cement compositions, additives and methods
US5900053A (en) 1997-08-15 1999-05-04 Halliburton Energy Services, Inc. Light weight high temperature well cement compositions and methods
US6796378B2 (en) * 1997-08-15 2004-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing high temperature wells and cement compositions therefor
US5988279A (en) * 1997-11-05 1999-11-23 Fritz Industries, Inc. Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing
US6145591A (en) 1997-12-12 2000-11-14 Bj Services Company Method and compositions for use in cementing
US6230804B1 (en) * 1997-12-19 2001-05-15 Bj Services Company Stress resistant cement compositions and methods for using same
US6409819B1 (en) * 1998-06-30 2002-06-25 International Mineral Technology Ag Alkali activated supersulphated binder
GB2362881B (en) * 1998-11-13 2002-08-14 Sofitech A cementing composition and application to cementing oil wells or the like
US6170575B1 (en) * 1999-01-12 2001-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing methods using dry cementitious materials having improved flow properties
US6245142B1 (en) * 1999-01-12 2001-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Flow properties of dry cementitious materials
US6379456B1 (en) * 1999-01-12 2002-04-30 Halliburton Energy Services, Inc. Flow properties of dry cementitious and non-cementitious materials
US6063738A (en) 1999-04-19 2000-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed well cement slurries, additives and methods
US6277189B1 (en) * 1999-08-31 2001-08-21 The Board Of Trustees Of Southern Illinois University Coal combustion by-products-based lightweight structural materials and processes for making them
CA2318703A1 (en) * 1999-09-16 2001-03-16 Bj Services Company Compositions and methods for cementing using elastic particles
US6138759A (en) 1999-12-16 2000-10-31 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spotting fluid compositions and methods
JP2001226155A (ja) * 2000-01-27 2001-08-21 Dow Corning Corp 流動性クレースラリーの製造方法
SE522352C2 (sv) * 2000-02-16 2004-02-03 Sandvik Ab Avlångt element för slående bergborrning och användning av stål för detta
US6244343B1 (en) * 2000-03-09 2001-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing in deep water offshore wells
PL358677A1 (en) * 2000-03-14 2004-08-09 James Hardie Research Pty Limited Fiber cement building materials with low density additives
US6402833B1 (en) * 2000-07-13 2002-06-11 Lafarge Canada Inc. Binder for mine tailings
US6315042B1 (en) * 2000-07-26 2001-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Oil-based settable spotting fluid
US6716282B2 (en) * 2000-07-26 2004-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells
US6666268B2 (en) * 2000-07-26 2003-12-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells
CN1277779C (zh) * 2000-09-13 2006-10-04 电气化学工业株式会社 水泥组合物
US6562122B2 (en) * 2000-09-18 2003-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight well cement compositions and methods
US6220354B1 (en) * 2000-10-24 2001-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. High strength foamed well cement compositions and methods
US6367550B1 (en) * 2000-10-25 2002-04-09 Halliburton Energy Service, Inc. Foamed well cement slurries, additives and methods
US6767398B2 (en) * 2000-10-30 2004-07-27 James H. Trato Cementitious compositions and cementitious slurries for permanently plugging abandoned wells and processes and methods therefor
NL1016892C2 (nl) * 2000-12-15 2002-06-19 Mega Tech Holding Bv Samenstelling bestemd als toevoegsel voor cement.
CA2370875A1 (en) * 2001-02-15 2002-08-15 B.J. Services Company High temperature flexible cementing compositions and methods for using same
US6561273B2 (en) * 2001-06-19 2003-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Oil based compositions and method for temporarily sealing subterranean zones
US6706108B2 (en) * 2001-06-19 2004-03-16 David L. Polston Method for making a road base material using treated oil and gas waste material
US20030116887A1 (en) * 2001-08-10 2003-06-26 Scott J. Blake Incorporation of drilling cuttings into stable load-bearing structures
US6702044B2 (en) * 2002-06-13 2004-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling
US6565647B1 (en) * 2002-06-13 2003-05-20 Shieldcrete Ltd. Cementitious shotcrete composition
AU2003250614B2 (en) * 2002-08-23 2010-07-15 James Hardie Technology Limited Synthetic hollow microspheres
US7048053B2 (en) * 2002-12-10 2006-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite compositions having enhanced compressive strength
US7140439B2 (en) * 2002-12-10 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing remedial compositions
US7147067B2 (en) * 2002-12-10 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing drilling fluids
US6889767B2 (en) * 2003-02-28 2005-05-10 Halliburton E{umlaut over (n)}ergy Services, Inc. Cementing compositions and methods of cementing in a subterranean formation using an additive for preventing the segregation of lightweight beads.
US20040187740A1 (en) * 2003-03-27 2004-09-30 Research Incubator, Ltd. Cementitious composition
US6904971B2 (en) * 2003-04-24 2005-06-14 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations
US6689208B1 (en) * 2003-06-04 2004-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight cement compositions and methods of cementing in subterranean formations
WO2004108627A1 (en) * 2003-06-04 2004-12-16 Isg Resources, Inc. Cementitious mixtures and methods of use thereof
US7198104B2 (en) * 2003-08-12 2007-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean fluids and methods of cementing in subterranean formations
US7284930B2 (en) * 2003-10-20 2007-10-23 Cjs Technology, Inc. Composition and method for forming a sprayable materials cover
BE1015744A3 (fr) * 2003-10-23 2005-08-02 Adam Gurard Systeme de transport de vehicules.
US7073584B2 (en) * 2003-11-12 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads
US7413014B2 (en) * 2003-12-19 2008-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed fly ash cement compositions and methods of cementing
US7445669B2 (en) * 2005-09-09 2008-11-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US20060166834A1 (en) * 2004-02-10 2006-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids comprising substantially hydrated cement particulates
US7341104B2 (en) * 2004-02-10 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using substantially hydrated cement particulates in subterranean applications
US7297664B2 (en) * 2004-07-28 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor
US7335252B2 (en) * 2005-09-09 2008-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust
US7353870B2 (en) * 2005-09-09 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US7387675B2 (en) * 2005-09-09 2008-06-17 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed settable compositions comprising cement kiln dust
US20070056479A1 (en) * 2005-09-09 2007-03-15 Gray Lonnie J Concrete mixtures incorporating high carbon pozzolans and foam admixtures
US7174962B1 (en) * 2005-09-09 2007-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust
US7213646B2 (en) * 2005-09-09 2007-05-08 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing compositions comprising cement kiln dust, vitrified shale, zeolite, and/or amorphous silica utilizing a packing volume fraction, and associated methods
US7077203B1 (en) * 2005-09-09 2006-07-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust
US7337842B2 (en) * 2005-10-24 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7381263B2 (en) * 2005-10-24 2008-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7199086B1 (en) * 2005-11-10 2007-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spotting compositions comprising cement kiln dust
US7284609B2 (en) * 2005-11-10 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust
US7338923B2 (en) * 2006-04-11 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Settable drilling fluids comprising cement kiln dust
US7204310B1 (en) * 2006-04-11 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ДАНЮШЕВСКИЙ B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. - М.: Недра, 1987, с.196-197, 203. БУТТ Ю.М. Технология цемента и других вяжущих материалов. - М.: Стройиздат, 1976, с.245. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2640621C2 (ru) * 2013-07-31 2018-01-10 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Композиции, содержащие печную пыль и волластонит, и способы их применения в подземных пластах

Also Published As

Publication number Publication date
CA2621829C (en) 2011-07-26
US7395860B2 (en) 2008-07-08
US20070056733A1 (en) 2007-03-15
US7387675B2 (en) 2008-06-17
WO2007028950A1 (en) 2007-03-15
EP1924668A1 (en) 2008-05-28
CA2621829A1 (en) 2007-03-15
DK1924668T3 (en) 2015-10-19
RU2008113765A (ru) 2009-10-20
EP1924668B1 (en) 2015-09-23
NO20081137L (no) 2008-06-09
US20070056474A1 (en) 2007-03-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2407714C2 (ru) Вспененные способные к схватыванию композиции, включающие цементную печную пыль, и способы их использования
RU2460870C2 (ru) Способы использования способных к схватыванию композиций, включающих цементную печную пыль
RU2404143C2 (ru) Способ внутрискважинного цементирования
US7445669B2 (en) Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US7353870B2 (en) Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s)
US8318642B2 (en) Methods and compositions comprising kiln dust and metakaolin
RU2601953C9 (ru) Композиция, схватываемая с увеличенным временем сохранения прокачиваемости
RU2507379C2 (ru) Застывающие композиции, содержащие природный пуццолан, и связанные с этим способы
US8333240B2 (en) Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations
US20100044043A1 (en) Methods of Cementing in Subterranean Formations Using Cement Kiln Dust in Compositions Having Reduced Portland Cement Content

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160825