RU2601953C9 - Композиция, схватываемая с увеличенным временем сохранения прокачиваемости - Google Patents
Композиция, схватываемая с увеличенным временем сохранения прокачиваемости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2601953C9 RU2601953C9 RU2015135839A RU2015135839A RU2601953C9 RU 2601953 C9 RU2601953 C9 RU 2601953C9 RU 2015135839 A RU2015135839 A RU 2015135839A RU 2015135839 A RU2015135839 A RU 2015135839A RU 2601953 C9 RU2601953 C9 RU 2601953C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- cement
- weight
- present
- settable
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 380
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 139
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 88
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 86
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 50
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims abstract description 10
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims abstract description 4
- VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L calcium acetate Chemical compound [Ca+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 3
- 239000001639 calcium acetate Substances 0.000 claims abstract description 3
- 235000011092 calcium acetate Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 229960005147 calcium acetate Drugs 0.000 claims abstract description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 92
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 57
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 31
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 27
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 25
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 21
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- -1 shale Substances 0.000 claims description 13
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims description 10
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 10
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims description 9
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- SRWMQSFFRFWREA-UHFFFAOYSA-M zinc formate Chemical compound [Zn+2].[O-]C=O SRWMQSFFRFWREA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 10
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 abstract description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 abstract 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 208000020832 chronic kidney disease Diseases 0.000 description 103
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 72
- 238000012669 compression test Methods 0.000 description 58
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 48
- 238000000034 method Methods 0.000 description 47
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 45
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 34
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 28
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 28
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 25
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 25
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 25
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 25
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 25
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 21
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 21
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 21
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 18
- VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N curcumin Chemical compound C1=C(O)C(OC)=CC(\C=C\C(=O)CC(=O)\C=C\C=2C=C(OC)C(O)=CC=2)=C1 VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N 0.000 description 17
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000002585 base Substances 0.000 description 10
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 9
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 8
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 8
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 6
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 5
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 5
- 239000010754 BS 2869 Class F Substances 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 4
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 4
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 3
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- KXAVXHYIOCQWIB-UHFFFAOYSA-N n-(dimethylaminooxy)-n-methylmethanamine Chemical compound CN(C)ON(C)C KXAVXHYIOCQWIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N D-gluconic acid Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O carboxymethyl-[3-(dodecanoylamino)propyl]-dimethylazanium Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC(O)=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 2
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 2
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 2
- WUXWWSDWRUVSNE-UHFFFAOYSA-N methyl propane-1-sulfonate;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.CCCS(=O)(=O)OC WUXWWSDWRUVSNE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical class [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 102000011782 Keratins Human genes 0.000 description 1
- 108010076876 Keratins Proteins 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001579 aluminosilicate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000012241 calcium silicate Nutrition 0.000 description 1
- JHLNERQLKQQLRZ-UHFFFAOYSA-N calcium silicate Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] JHLNERQLKQQLRZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000004924 electrostatic deposition Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 239000000174 gluconic acid Substances 0.000 description 1
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Chemical class 0.000 description 1
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N phosphinic acid Chemical class O[PH2]=O ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 210000003537 structural cell Anatomy 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- 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
-
- 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
- C04B22/00—Use of inorganic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. accelerators, shrinkage compensating agents
- C04B22/08—Acids or salts thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/04—Portland cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/10—Accelerators; Activators
- C04B2103/12—Set accelerators
-
- 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
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/20—Retarders
-
- 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
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/20—Retarders
- C04B2103/22—Set retarders
-
- 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
- C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
- C04B2111/00034—Physico-chemical characteristics of the mixtures
- C04B2111/00086—Mixtures with prolonged pot-life
-
- 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.
Description
Настоящее изобретение относится к цементировочным работам и, более конкретно, к способным к схватыванию композициям, содержащим воду и цементную пыль (CKD) и соответствующим способам их использования.
Способные к схватыванию композиции могут быть использованы, главным образом, в ходе цементировочных работ, направленных на цементирование колонны труб, таких как обсадные трубы и хвостовики, в стволе скважины. При осуществлении первичного цементирования способная к схватыванию композиция может быть закачана в кольцевое пространство между стенками ствола скважины и расположенной в нем колонны труб. В этом кольцевом пространстве способная к схватыванию композиция схватывается, образуя, тем самым, кольцевую оболочку из затвердевшего цемента (например, цементный камень), которая поддерживает и фиксирует положение колонны труб в стволе скважины и связывает наружную поверхность колонны труб со стенками ствола скважины.
Способные к схватыванию композиции также могут быть использованы при ремонтном цементировании, например, работах по заделке пустот в колонне труб или цементном камне. В контексте настоящего документа термин «пустоты» означает любой тип пространства, в том числе разрывы, отверстия, трещины, каналы, просветы и т.п. Такие пустоты могут включать: отверстия или трещины в колоннах труб; отверстия, трещины, просветы или каналы в цементном камне; очень малые просветы (обычно именуемые микрозазоры) между цементным камнем и наружной поверхностью обсадки скважины или пласта. Благодаря заделке таких пустот может быть предотвращено образование потоков текучих сред (например, нефти, газа, воды и т.д.) и/или мелкодисперсных твердых частиц в скважину или из скважины.
Заделку таких пустот, выполняемую специально или нет, до сих пор пытались осуществлять путем введения в пустоты некоторого вещества, которое остается там и закупоривает пустоты. Если такое вещество не попадает в пустоты, оно может образовывать мостик, накладку или оболочку над пустотами, которые предотвращают нежелательное перемещение текучих сред. Вещества, используемые до сих пор в способах ограничения нежелательного перемещения текучих сред через такие пустоты, включают способные к схватыванию композиции, содержащие воду и гидравлический цемент, каковые способы предусматривают приложение гидравлического давления для проталкивания способной к схватыванию композиции в пустоты. Попав в пустоты и оставаясь там, способная к схватыванию композиция затвердевает.
Работы по ремонтному цементированию также могут быть проведены с целью изоляции части подземных пластов или участков гравийной набивки. Части подземных пластов могут включать проницаемые участки пласта и разрывы (естественные или иные) в пласте и другие участи пласта, через которые возможно нежелательное перемещение текучей среды в ствол скважины или из него. Части гравийной набивки включают те участки гравийной набивки, через которые нужно предотвратить нежелательное перемещение текучей среды в ствол скважины или из него. «Гравийная набивка» - это термин, широко используемый для обозначения некоторого объема зернистых материалов (таких как песок), размещенных в стволе скважины с целью, по меньшей мере, частичного уменьшения перемещения рыхлых твердых частиц пласта в ствол скважины. Хотя все более распространенным становится использование гравийной набивки без фильтра, работы по постановке гравийной набивки, как правило, включают размещение в стволе скважины, возле нужного участка подземного пласта, фильтра гравийной набивки и заполнение окружающего кольцевого пространства между фильтром и стволом скважины зернистыми материалами с таким размером частиц, который позволяет предотвратить и сдержать перенос через гравийную набивку добываемыми флюидами твердых частиц из пласта. Помимо прочего, этот способ может предусматривать герметизацию части гравийной набивки с целью предотвращения нежелательных потоков текучих сред без необходимого удаления гравийной набивки.
Способные к схватыванию композиции также могут быть использованы при бурении ствола скважины в подземном пласте. Например, при бурении ствола скважины в некоторых случаях может оказаться желательным изменить направление ствола скважины. В некоторых случаях способные к схватыванию композиции могут быть использованы для облегчения такого изменения направления, например, при бурении направляющей скважины в размещенной в стволе скважины массе затвердевшего цемента, которую обычно называют «пробкой для начала набора кривизны».
Некоторые пласты могут принуждать буровую коронку двигаться в определенном направлении. Например, в вертикальной скважине это может привести к нежелательному отклонению ствола скважины от вертикали. В наклонно направленной скважине (которую бурят под определенным углом к вертикали), после пробуривания начального участка ствола скважины вертикально, направление, задаваемое пластом, может затруднить продолжение бурения в нужном направлении. В этих и других случаях может быть использован специальный бурильный инструмент для направленного бурения, такой как сочетающий отклоняющий клин, скважинный кривой переводник и буровой станок, объединенный в единый агрегат с электродвигателем, и т.п. В целом, используемый инструмент или инструменты для направленного бурения могут быть ориентированы так, чтобы направляющая скважина шла под нужным углом относительно имеющегося ствола скважины в нужном направлении. Когда направляющая скважина уже пробурена на небольшое расстояние, специальный инструмент или инструменты извлекают, если нужно, после чего может быть возобновлено бурение в новом направлении. Чтобы более надежно гарантировать, что последующее бурение пойдет в направлении направляющей скважины, может оказаться необходимым пробуривать направляющую скважину в пробке для начала набора кривизны, размещенной в стволе скважины. В этих случаях перед бурением направляющей скважины в ствол скважины может быть введена способная к схватыванию композиция, которая, оставленная на время, схватывается, образуя пробку для начала набора кривизны. Направляющая скважина может быть пробурена в пробке для начала набора кривизны, при этом высокая прочность пробки для начала набора кривизны повышает вероятность того, что последующее бурение пойдет в направлении направляющей скважины.
До настоящего времени в некоторых вариантах применения использовались способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости. В контексте настоящего документа термин «способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости» означает способную к схватыванию композицию, которая может оставаться в пригодном для перекачивания насосом текучем состоянии в течение увеличенного периода времени (например, по меньшей мере, около 1 дня). Текучая среда рассматривается как находящаяся в пригодном для перекачивания насосом текучем состоянии, если эта текучая среда обладает вязкостью менее 70 Бк (единица консистенции Бирдена по стандарту Американского Нефтяного Института), измеренной с использованием консистометра FANN Atmospheric Consistometer Model 165 AT (производства FANN Instrument Company, Houston, Техас), при комнатной температуре (например, 87°F (25,5°С)). Как правило, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости содержат цемент, воду и замедлитель схватывания и остаются в пригодном для перекачивания насосом текучем состоянии в течение увеличенного периода времени. Когда это нужно при использовании, способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости должна поддаваться активации, развивая при этом достаточную прочность на сжатие. Например, в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может быть добавлен ускоритель схватывания цемента, в результате чего композиция схватывается с образованием затвердевшей массы. Помимо прочего, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости по настоящему изобретению могут быть пригодны для использования применительно к задачам, возникающим при проведении работ в стволе скважины, например, если нужно приготовить способную к схватыванию композицию заранее. В этом случае способную к схватыванию композицию можно, например, хранить некоторое время перед использованием. Кроме того, в этом случае можно приготовить способную к схватыванию композицию в удобном месте и затем транспортировать для использования на рабочей площадке. Следовательно, капитальные затраты, связанные с работами по цементированию, могут быть уменьшены благодаря сокращению потребности в расположенном на площадке громоздком оборудовании для хранения и смешивания.
Способные к схватыванию композиции (и способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости), используемые в настоящее время, обыкновенно содержат портландцемент. На портландцемент, как правило, приходится основная доля стоимости способных к схватыванию композиций. Чтобы уменьшить стоимость таких способных к схватыванию композиций, помимо или вместо портландцемента в способную к схватыванию композицию могут быть включены другие компоненты. Такие компоненты могут содержать зольную пыль, шлакоцемент, глинистый сланец, метакаолин, цемент, состоящий из микрочастиц, и т.п. «Зольная пыль», в том смысле, в котором этот термин используется в настоящем документе, означает остаток от сжигания порошкового или измельченного угля, при котором зольную пыль, уносимую дымовыми газами, можно извлечь, например, путем электростатического осаждения. Шлак, в том смысле, в котором этот термин используется в настоящем документе, означает гранулированный побочный продукт доменной печи, образующийся при производстве литейного чугуна, который, как правило, содержит окисленные примеси, присутствующие в железной руде. Шлакоцемент, в основном, содержит шлак и основание, например, такое как гидроксид натрия, бикарбонат натрия, карбонат натрия или известь, образующие способную к схватыванию композицию, которая, при соединении с водой, может схватываться, превращаясь в затвердевшую массу.
При производстве цемента образуются отходы, обычно именуемые «CKD». «CKD», в том смысле, в котором этот термин используется в настоящем документе, означает частично кальцинированный обжигаемый материал, который при производстве цемента извлекают из потока газа и собирают, например, в пылесборнике. Обычно при производстве цемента образуется большое количество CKD, от которого, как правило, избавляются как от отходов. Удаление отходов CKD может нежелательным образом увеличивать стоимость производства цемента, а также создавать экологические проблемы, связанные с их захоронением. Химический анализ CKD от различных производителей цемента показывает, что ее состав зависит от ряда факторов, включая конкретный обжигаемый материал, эффективность работ по производству цемента и соответствующих систем улавливания пыли. Как правило, CKD может содержать различные оксиды, такие как SiO2, Al2O3, Fe2O3, CaO, MgO, SO3, Na2O и K2О.
Настоящее изобретение относится к цементировочным работам и, более конкретно, к способным к схватыванию композициям, содержащим воду и CKD, и соответствующим способам их использования.
В одном из вариантов осуществления настоящим изобретением обеспечивается способ цементирования в подземном пласте, включающий: обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, причем способная к схватыванию композиция может сохранять удобное для перекачивания насосом состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.
В другом варианте осуществления настоящим изобретением обеспечивается способ цементирования в подземном пласте, включающий: обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание; хранение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.
В еще одном варианте осуществления настоящим изобретением обеспечивается способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащая гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание; причем способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня.
Отличительные особенности и преимущества настоящего изобретения станут понятны специалистам в данной области. Хотя специалисты в данной области могут произвести многочисленные изменения, такие изменения не выходят за пределы существа изобретения.
Настоящее изобретение относится к цементировочным работам и, более конкретно, к способным к схватыванию композициям, содержащим воду и CKD и соответствующим способам их использования. Способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут быть использованы при различных подземных работах, включая первичное цементирование, ремонтное цементирование и бурильные работы.
Пример способных к схватыванию композиций настоящего изобретения
В одном из вариантов осуществления способная к схватыванию композиция настоящего изобретения содержит воду и CKD. В некоторых вариантах осуществления способная к схватыванию композиция настоящего изобретения может быть вспененной, например, содержащей воду, CKD, газ и поверхностно-активное вещество. Вспененную способную к схватыванию композицию можно использовать, например, если нужно, чтобы способная к схватыванию композиция была легкой. Если нужно, в способную к схватыванию композицию настоящего изобретения могут быть введены другие необязательные добавки, включая, помимо прочего, гидравлический цемент, зольную пыль, шлакоцемент, глинистый сланец, цеолит, метакаолин, их сочетания и т.п.
Способные к схватыванию композиции настоящего изобретения должны обладать такой плотностью, которая соответствует конкретному варианту применения, по желанию специалиста в данной области с учетом преимуществ настоящего изобретения. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут обладать плотностью в диапазоне от, примерно, 8 фунтов на галлон (ppg) до, примерно, 16 ppg (0,952-1,904 кг/л). В вариантах осуществления вспененной композиции вспененные, способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут обладать плотностью в диапазоне от, примерно, 8 ppg до, примерно, 13 ppg (0,952-1,547 кг/л).
Вода, используемая в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения, может включать, например, пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую растворенные в ней одну или более солей), соляной раствор (например, насыщенную соленую воду, получаемую из подземных пластов), морскую воду или их сочетания. В целом, вода может быть взята из любого источника при условии, что она не содержит в избытке соединения, которые могут оказать негативное воздействие на другие компоненты способной к схватыванию композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения вода может быть включена в состав композиции в количестве, которого достаточно для образования пригодной для перекачивания суспензии. В некоторых вариантах осуществления вода может быть включена в состав способных к схватыванию композиций настоящего изобретения в количестве от, примерно, 40% вес. до, примерно, 200% вес. В контексте настоящего документа термин «% вес.», используемый для обозначения доли компонента в способной к схватыванию композиции, означает вес компонента, вводимого в способные к схватыванию композиции настоящего изобретения, относительно веса сухих компонентов способной к схватыванию композиции. Термин «сухие компоненты», как правило, относится к компонентам способной к схватыванию композиции (таким как гидравлический цемент, CKD и т.д.), которые могут быть перемешаны в сухом состоянии до их соединения с водой. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения вода может быть включена в состав композиций в количестве от, примерно, 40% вес. до, примерно, 150% вес.
CKD следует вводить в состав способных к схватыванию композиций в количестве, которого достаточно для обеспечения необходимой прочности на сжатие, плотности и/или уменьшения стоимости. В некоторых вариантах осуществления изобретения CKD может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 1% вес. до, примерно, 100% вес. В некоторых вариантах осуществления изобретения CKD может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 5% вес. до, примерно, 100% вес. В некоторых вариантах осуществления изобретения CKD может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 5% вес. до, примерно, 80% вес. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 10% вес. до, примерно, 50% вес.
Способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут, необязательно, содержать гидравлический цемент. В соответствии с настоящим изобретением могут быть использованы различные гидравлические цементы, включая, помимо прочего, те, которые содержат кальций, алюминий, кремний, кислород, железо и/или серу, которые схватываются и затвердевают в результате реакции с водой. К пригодным гидравлическим цементам относятся, помимо прочего, портландцементы, пуццолановые цементы, гипсоцементы, высокоглиноземистые цементы, шлакоцементы, кремнеземистые цементы и их сочетания. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидравлический цемент может содержать портландцемент. В некоторых вариантах осуществления изобретения портландцемент, который пригоден для использования в контексте настоящего изобретения, классифицируется в соответствии с документом Американского Нефтяного Института API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, 5-е изд., 1 июля 1990 г., как относящийся к классам цемента А, С, Н и G.
Если гидравлический цемент присутствует, он может быть введен в состав способных к схватыванию композиций в количестве, которого достаточно для обеспечения необходимой прочности на сжатие, плотности и/или уменьшения стоимости. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидравлический цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от 0% вес. до, примерно, 99% вес. В некоторых вариантах осуществления гидравлический цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от 0% вес. до, примерно, 95% вес. В некоторых вариантах осуществления гидравлический цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от 20% вес. до, примерно, 95% вес. В некоторых вариантах осуществления гидравлический цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от 50% вес. до, примерно, 90% вес.
В некоторых вариантах осуществления изобретения пригодный для использования пуццолановый цемент содержит зольную пыль. Пригодными являются различные классы зольной пыли, включая зольную пыль, относящуюся в соответствии с документом Американского Нефтяного Института API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, 5-е изд., 1 июля 1990 г. к классу С и классу F зольной пыли. Зольная пыль класса С содержит и оксид кремния, и известь, так что при смешивании с водой она схватывается, образуя затвердевшую массу. Зольная пыль класса F, как правило, не содержит достаточного количества извести, поэтому для того, чтобы зольная пыль класса F образовывала с водой способную к схватыванию композицию, необходим дополнительный источник ионов кальция. В некоторых вариантах осуществления изобретения известь может быть смешана с зольной пылью класса F в количестве от, примерно, 0,1% вес. до, примерно, 25% вес. относительно веса зольной пыли. В некоторых случаях известь может представлять собой гидратированную известь. К примерам пригодной зольной пыли относятся, помимо прочего, добавка к цементу «POZMIX® A», серийно выпускаемая компанией Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Оклахома.
Если зольная пыль присутствует, она, как правило, может быть включена в состав способных к схватыванию композиций в количестве, достаточном для обеспечения необходимой прочности на сжатие, плотности и/или уменьшения стоимости. В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 5% вес. до, примерно, 75% вес. В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 10% вес. до, примерно, 60% вес.
В некоторых вариантах осуществления изобретения шлакоцемент, который пригоден для использования, может содержать шлак. Шлак, как правило, не содержит достаточного количества основного материала, поэтому для получения способной к схватыванию композиции шлакоцемент может дополнительно содержать основание, которое может вступать в реакцию с водой, схватываясь с образованием затвердевшей массы. К примерам пригодных источников оснований относятся, помимо прочего, гидроксид натрия, бикарбонат натрия, карбонат натрия, известь и их сочетания.
Если шлакоцемент присутствует, он, как правило, может быть включен в состав способных к схватыванию композиций в количестве, достаточном для обеспечения необходимой прочности на сжатие, плотности и/или уменьшения стоимости. В некоторых вариантах осуществления шлакоцемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 0% вес. до, примерно, 99% вес. В некоторых вариантах осуществления шлакоцемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 5% вес. до, примерно, 75% вес.
В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут дополнительно содержать метакаолин. В целом, метакаолин представляет собой белый пуццолан, который может быть получен путем нагревания каолиновой глины, например, до температуры в диапазоне от, примерно, 600°С до, примерно, 800°С. В некоторых вариантах осуществления метакаолин может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 5% вес. до, примерно, 95% вес. В некоторых вариантах осуществления изобретения метакаолин может присутствовать в количестве от, примерно, 10% вес. до, примерно, 50% вес.
В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут дополнительно содержать глинистый сланец. Помимо всего прочего, глинистый сланец, введенный в состав способных к схватыванию композиций, может вступать в реакцию с избытком извести с образованием подходящего цементирующего материала, например, гидросиликата кальция. Пригодны различные глинистые сланцы, в том числе те, которые содержат кремний, алюминий, кальций и/или магний. Одним из примеров пригодного глинистого сланца является остеклованный сланец. К примерам пригодных остеклованных сланцев относятся, помимо прочего, материалы «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» и «PRESSUR-SEAL® COARSE LCM», серийно выпускаемые компанией TXI Energy Services, Inc., Houston, Техас. Как правило, глинистый сланец может характеризоваться любым распределением частиц по размерам, соответствующим конкретному варианту применения. В некоторых вариантах осуществления изобретения глинистый сланец может характеризоваться распределением частиц по размерам в диапазоне от, примерно, 373 мкм до, примерно, 4750 мкм.
Если глинистый сланец присутствует, он может быть включен в состав способных к схватыванию композиций в количестве, достаточном для обеспечения необходимой прочности на сжатие, плотности и/или уменьшения стоимости. В некоторых вариантах осуществления изобретения глинистый сланец может присутствовать в количестве от, примерно, 5% вес. до, примерно, 75% вес. В некоторых вариантах осуществления изобретения глинистый сланец может присутствовать в количестве от, примерно, 10% вес. до, примерно, 35% вес. Специалист в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения, сможет выявить должное количество глинистого сланца, которое соответствует выбранному варианту применения.
В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут дополнительно содержать цеолит. Цеолиты, в целом, представляют собой пористые алюмосиликатные минералы, которые могут быть как естественного, так и искусственного происхождения. Основой синтетических цеолитов являются структурные ячейки того же типа, что в природных цеолитах. Синтетические цеолиты могут содержать гидраты алюмосиликатов. В контексте настоящего изобретения термин «цеолит» относится ко всем естественным и искусственным формам цеолитов. Более подробно примеры пригодных цеолитов описаны в патентной публикации США № 2007/0056475. Один из примеров пригодных источников цеолитов поставляется компанией С2С Zeolite Corporation of Calgary, Канада.
В некоторых вариантах осуществления цеолит может присутствовать в способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 5% вес. до, примерно, 65% вес. В некоторых вариантах осуществления изобретения цеолит может присутствовать в количестве от, примерно, 10% вес. до, примерно, 40% вес.
В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут дополнительно содержать добавку, замедляющую схватывание. В контексте настоящего документа термин «добавка, замедляющая схватывание» относится к добавке, которая замедляет схватывание способных к схватыванию композиций настоящего изобретения. Примеры пригодных добавок, замедляющих схватывание, включают, помимо прочего, аммоний, щелочные металлы, щелочноземельные металлы, соли металла и сульфоалкилированных лигнинов, оксикарбоновые кислоты, сополимеры, содержащие акриловую кислоту или малеиновую кислоту, и их сочетания. Один из примеров пригодного сульфоалкилированного лигнина содержит сульфометилированный лигнин. Пригодные добавки, замедляющие схватывание, более подробно описаны в патенте США № Re. 31190, содержание которого в полном объеме включается в настоящий документ путем ссылки. Пригодные добавки, замедляющие схватывание, выпускаются серийно компанией Halliburton Energy Services, Inc. под торговыми наименованиями «HR® 4», «HR® 5», «HR® 7», «HR® 12», «HR® 15», «HR® 25», «SCR™ 100» и «SCR™ 500». Как правило, если замедляющую схватывание добавку используют, она может быть введена в состав способных к схватыванию композиций настоящего изобретения в количестве, которого достаточно для обеспечения нужного замедления схватывания. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения замедляющая схватывания добавка может присутствовать в количестве от, примерно, 0,1% вес. до, примерно, 5% вес.
При желании, в состав способных к схватыванию композиций настоящего изобретения могут быть введены другие дополнительные добавки, целесообразные с точки зрения специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения. К примерам таких добавок относятся, помимо прочего, ускорители, добавки для уменьшения веса, добавки для утяжеления, материалы для борьбы с потерей циркуляции, добавки для регулирования фильтрации, диспергирующие добавки и их сочетания. Пригодные примеры таких добавок включают соединения кристаллического оксида кремния, аморфный оксид кремния, соли, волокна, гидрофильные глины, микросферы, пуццолановые добавки, известь, латекс-цемент, тиксотропные добавки, их сочетания и т.п.
Один из примеров способной к схватыванию композиции настоящего изобретения может содержать воду и CKD. По желанию специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения, такая способная к схватыванию композиция настоящего изобретения может дополнительно содержать любую из перечисленных выше добавок, равно как и любую из множества других добавок, пригодных для использования при проведении подземных работ.
Другой пример способной к схватыванию композиции настоящего изобретения может содержать воду и CKD, а также добавку, содержащую, по меньшей мере, один компонент из следующей группы: зольная пыль; глинистый сланец; шлакоцемент; метакаолин; их сочетания. По желанию специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения, такая способная к схватыванию композиция настоящего изобретения может дополнительно содержать любую из перечисленных выше добавок, равно как и любую из множества других добавок, пригодных для использования при проведении подземных работ.
Как уже упоминалось, в некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут быть вспенены при помощи газа. В некоторых вариантах осуществления вспененные, способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут содержать воду, CKD, газ и поверхностно-активное вещество. Другие пригодные добавки, такие как описанные ранее, также могут быть введены в состав вспененных, способных к схватыванию композиций настоящего изобретения по желанию специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения. Газ, используемый во вспененных, способных к схватыванию композициях настоящего изобретения, может представлять собой любой газ, пригодный для вспенивания способной к схватыванию композиции, включая, помимо прочего, воздух, азот или их сочетание. В целом, этот газ должен присутствовать во вспененных, способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве, которого достаточно для образования необходимой пены. В некоторых вариантах осуществления газ может присутствовать во вспененных, способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве от, примерно, 10% до, примерно, 80% относительно объема композиции.
Если способные к схватыванию композиции настоящего изобретения являются вспененными, они дополнительно содержат поверхностно-активное вещество (ПАВ). В некоторых вариантах осуществления ПАВ содержит пенообразующее и стабилизирующее ПАВ. В контексте настоящего документа термин «композиция пенообразующего и стабилизирующего ПАВ» относится к композиции, которая содержит одно или более ПАВ и, помимо всего прочего, может быть использована для облегчения вспенивания способной к схватыванию композиции, а также может стабилизировать получаемую при этом вспененную, способную к схватыванию композицию. В способных к схватыванию композициях настоящего изобретения может быть использована любая пригодная композиция пенообразующего и стабилизирующего ПАВ. Пригодные композиции пенообразующего и стабилизирующего ПАВ могут включать, помимо прочего: смеси аммонийной соли алкилэфирсульфата, кокоамидопропилбетаинового ПАВ, кокоамидопропилдиметиламинооксидного ПАВ, хлорида натрия и воды; смеси аммонийной соли простого алкилэфирсульфатного ПАВ, кокоаминопропилгидроксисультаинового ПАВ, кокоамидопропилдиметиламинооксидного ПАВ, хлорида натрия и воды; гидролизат кератина; смеси этоксилированного эфирносульфатного ПАВ, алкил- или алкенамидопропилбетаинового ПАВ и алкил- или алкендиметиламинооксидного ПАВ; водные растворы альфа-олефинсульфонатного ПАВ и бетаинового ПАВ; их сочетания. В определенных вариантах осуществления изобретения композиция пенообразующего и стабилизирующего ПАВ содержит смесь аммонийной соли алкилэфирсульфата, кокоамидопропилбетаинового ПАВ, кокоамидопропилдиметиламинооксидного ПАВ, хлорид натрия и воду. Пригодным примером такой смеси является пенообразующая добавка «ZONESEAL® 2000», серийно выпускаемая компанией Halliburton Energy Services, Inc. Пригодные композиции пенообразующего и стабилизирующего ПАВ описаны в патентах США №№ 6797054, 6547871, 6367550, 6063738 и 5897699, содержание которых в полном объеме включается в настоящий документ путем ссылки.
В целом, ПАВ может присутствовать во вспененных, способных к схватыванию композициях настоящего изобретения в количестве, достаточном для обеспечения соответствующей пены. В некоторых вариантах осуществления изобретения ПАВ может присутствовать в количестве от, примерно, 0,8% до, примерно, 5% относительно объема воды.
Пример способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения
В определенных вариантах осуществления настоящим изобретением обеспечиваются способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, которые могут оставаться в пригодном для перекачивания насосом текучем состоянии в течение увеличенного периода времени. Например, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости могут оставаться в пригодном для перекачивания текучем состоянии в течение, по меньшей мере, около 1 дня или дольше (например, по меньшей мере, около 5 дней). Если при использовании необходимо, способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может быть активирована (например, путем добавления ускорителя схватывания цемента) с целью, тем самым, схватывания с образованием затвердевшей массы. Например, способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости после активации может схватиться так, что будет характеризоваться прочностью на сжатие (определенной в соответствии с процедурой, изложенной в API Specification 10) при 140°F (60°С), по меньшей мере, 100 psi (0,69 МПа) через 72 часа, в качестве альтернативы, по меньшей мере, 500 psi (3,45 МПа). Помимо всего прочего, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения могут быть пригодны для использования в ходе работ, проводимых в стволе скважины, например, когда нужно приготовить цементную композицию заранее. Например, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости могут облегчить приготовление способной к схватыванию композиции в удобном месте с последующей транспортировкой на рабочую площадку для использования при цементировочных работах.
Один из примеров пригодной, способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости содержит гидравлический цемент, CKD, воду и добавку, замедляющую схватывание. Если нужно, но необязательно, в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может быть введен суспендирующий агент. Способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения должна обладать плотностью, соответствующей конкретному варианту применения, по желанию специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения могут обладать плотностью в диапазоне от, примерно, 8 ppg до, примерно, 16 ppg (0,952-1,904 кг/л). Способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может быть вспенена, например, если нужно, чтобы способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости была легкой. В вариантах осуществления вспененной композиции способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости могут быть вспенены до плотности в диапазоне от, примерно, 8 ppg до, примерно, 12 ppg (0,952-1,428 кг/л).
Вода, используемая в способных к схватыванию композициях с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения, может включать, например, пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую растворенные в ней одну или более солей), соляной раствор (например, насыщенную соленую воду, получаемую из подземных пластов), морскую воду или их сочетания. В целом, вода может быть взята из любого источника при условии, что она не содержит в избытке соединения, которые могут оказать негативное воздействие на другие компоненты способной к схватыванию композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения вода может быть включена в состав композиции в количестве, которого достаточно для образования пригодной для перекачивания суспензии. В некоторых вариантах осуществления вода может быть включена в состав способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения в количестве от, примерно, 40% вес. до, примерно, 200% вес. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения вода может быть включена в состав композиций в количестве от, примерно, 40% вес. до, примерно, 150% вес.
Варианты осуществления способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения, как правило, содержат гидравлический цемент. В соответствии с настоящим изобретением могут быть использованы различные гидравлические цементы, включая, помимо прочего, те, которые содержат кальций, алюминий, кремний, кислород, железо и/или серу, которые схватываются и затвердевают в результате реакции с водой. К пригодным гидравлическим цементам относятся, помимо прочего, портландцементы, пуццолановые цементы, гипсоцементы, высокоглиноземистые цементы, шлакоцементы, кремнеземистые цементы и их сочетания. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидравлический цемент может содержать портландцемент. В некоторых вариантах осуществления изобретения портландцемент, который пригоден для использования в контексте настоящего изобретения, классифицируется в соответствии с документом Американского Нефтяного Института API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, 5-е изд., 1 июля 1990 г., как относящийся к классам цемента А, С, Н и G.
Как правило, гидравлический цемент следует вводить в способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве, которого достаточно для обеспечения необходимой прочности на сжатие, плотности и/или уменьшения стоимости. В некоторых вариантах осуществления гидравлический цемент может присутствовать в способных к схватыванию композициях с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения в количестве до, примерно, 99% вес. (например, около 5%, около 10%, около 15%, около 20%, около 25%, около 30%, около 35%, около 40%, около 45%, около 50%, около 60%, около 65%, около 70%, около 80%, около 85%, около 90%, около 95% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления изобретения гидравлический цемент может присутствовать в количестве от, примерно, 25% вес. до, примерно, 75% вес. В некоторых вариантах осуществления изобретения гидравлический цемент может присутствовать в количестве от, примерно, 50% вес. до, примерно, 75% вес.
Варианты осуществления способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения, как правило, содержат CKD. Вообще, CKD следует включать в состав способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве, достаточном для обеспечения необходимой прочности на сжатие, плотности и/или уменьшения стоимости. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в способных к схватыванию композициях с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения в количестве до, примерно, 99% вес. (например, около 5%, около 10%, около 15%, около 20%, около 25%, около 30%, около 35%, около 40%, около 45%, около 50%, около 60%, около 65%, около 70%, около 80%, около 85%, около 90%, около 95% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления изобретения CKD может присутствовать в количестве от, примерно, 5% вес. до, примерно, 99% вес. В некоторых вариантах осуществления изобретения CKD может присутствовать в количестве от, примерно, 25% вес. до, примерно, 75% вес. В некоторых вариантах осуществления изобретения CKD может присутствовать в количестве от, примерно, 25% вес. до, примерно, 50% вес.
Варианты осуществления способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения, как правило, содержат добавку, замедляющую схватывание. Примеры пригодных добавок, замедляющих схватывание, включают, помимо прочего, органические кислоты, лигносульфаты, искусственные замедлители схватывания и их сочетания. Было обнаружено, что определенные добавки, замедляющие схватывание, такие как соединения фосфиновой кислоты, в определенных вариантах применения могут быть нежелательны, так как схватывание способной к схватыванию композиции может быть слишком отсрочено, и такая композиция не будет подвергаться активации и приобретать надлежащую прочность на сжатие. К примерам органических кислот, которые могут быть включены в состав способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения, относятся, помимо прочего, винная кислота, глюконовая кислота, карбоновые кислоты (например, лимонная кислота), гидроксикарбоновые кислоты и их сочетания. Одним из примеров пригодной винной кислоты является замедлитель схватывания цемента «HR®-25», поставляемый компанией Halliburton Energy Services, Inc. К примерам лигносульфатов, которые могут быть включены в состав способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения, относятся, помимо прочего, сульфометилированный лигнин, лигносульфаты кальция, лигносульфаты натрия и их сочетания. К примерам пригодных лигносульфатов относятся замедлители схватывания цемента «HR®-4», «HR®-5» и «HR®-7», поставляемые компанией Halliburton Energy Services, Inc. К примерам искусственных замедлителей схватывания, которые могут быть включены в состав способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения, относятся, помимо прочего, сополимеры акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфонатного полимера и сополимеры малеинового ангидрида и акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфонатного полимера. К примерам пригодных искусственных замедлителей схватывания относятся замедлители схватывания цемента «SCR™-100» и «SCR™-500», поставляемые компанией Halliburton Energy Services, Inc. Примеры пригодных искусственных замедлителей схватывания описаны в патентах США №№ 4941536, 5049288, 5472051 и 5536311, описание которых включается в настоящий документ путем ссылки.
Добавку, замедляющую схватывание, следует вводить в состав способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения в количестве, достаточном для того, чтобы способная к схватыванию композиция оставалась в пригодном для перекачивания насосом текучем состоянии в течение увеличенного периода времени (например, по меньшей мере, около 1 дня). В определенных вариантах осуществления изобретения добавка, замедляющая схватывание, может быть введена в состав способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 0,1% вес. до, примерно, 5% вес. В определенных вариантах осуществления изобретения добавка, замедляющая схватывание, может быть введена в состав способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 0,1% вес. до, примерно, 1,5% вес. Если добавка, замедляющая схватывание, содержит винную кислоту, винная кислота может присутствовать в способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве, например, от, примерно, 0,2% вес. до, примерно, 0,35% вес. Если добавка, замедляющая схватывание, содержит сульфометилированный лигнин, сульфометилированный лигнин может присутствовать в способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве, например, от, примерно, 0,2% вес. до, примерно, 1% вес. Специалисты в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения, смогут определить надлежащую добавку, замедляющую схватывание, и ее количество в соответствии с конкретным вариантом применения.
Как уже упоминалось, по истечении необходимого времени использования, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости могут быть активированы, например, путем добавления ускорителя схватывания цемента. К примерам пригодных ускорителей схватывания цемента относятся, помимо прочего, хлорид кальция, триэтаноламин, силикат натрия, формиат цинка, ацетат кальция и их сочетания. Одним из примеров пригодного силиката натрия является добавка «ECONOLITE™», поставляемая компанией Halliburton Energy Services, Inc. Ускоритель схватывания цемента необходимо вводить в состав способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве, достаточном для активации этой способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости для обеспечения схватывания с образованием затвердевшей массы. В определенных вариантах осуществления изобретения ускоритель схватывания цемента может быть введен в состав способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 0,1% вес. до, примерно, 4% вес.
Варианты осуществления способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости могут, необязательно, содержать зольную пыль, шлакоцемент, глинистый сланец, цеолит, метакаолин и их сочетания. Количество этих добавок, которое может быть введено в состав способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, может быть таким же, как описано выше. Другие дополнительные добавки также могут быть введены в состав способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения, если специалист в данной области считает это уместным, учитывая эффекты использования настоящего изложения. К примерам таких добавок относятся, помимо прочего, добавки для уменьшения веса, добавки для утяжеления, материалы для борьбы с потерей циркуляции, добавки для регулирования фильтрации, диспергирующие добавки, суспендирующие добавки и их сочетания. Пригодные примеры таких добавок включают соединения кристаллического оксида кремния, аморфный оксид кремния, соли, волокна, гидрофильные глины, микросферы, пуццолановые добавки, известь, латекс-цемент, тиксотропные добавки, их сочетания и т.п.
Примеры осуществления способов настоящего изобретения
Способные к схватыванию композиции, включая способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости настоящего изобретения, могут быть использованы при проведении различных подземных работ, в том числе, помимо прочего, первичного цементирования, ремонтного цементирования и бурильных работ.
Один из примеров способа настоящего изобретения включает обеспечение способной к схватыванию композиции настоящего изобретения, содержащей воду и CKD; размещение способной к схватыванию композиции в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения, способные к схватыванию композиции настоящего изобретения, пригодные для использования в данном способе, могут дополнительно содержать любую из перечисленных выше добавок, а также любую из множества других добавок, пригодных для использования при проведении подземных работ.
Другим примером способа настоящего изобретения является способ цементирования колонны труб (например, обсадной колонны, раздвижной обсадной колонны, хвостовиков и т.д.), расположенной в стволе скважины. Один из примеров такого способа может включать обеспечение способной к схватыванию композиции настоящего изобретения, содержащей воду и CKD; введение способной к схватыванию композиции в кольцевое пространство между колонной труб и стенками ствола скважины; предоставление способной к схватыванию композиции возможности схватиться в этом 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 настоящего изобретения могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения, способные к схватыванию композиции настоящего изобретения, пригодные для использования в данном способе, могут дополнительно содержать любую из перечисленных выше добавок, равно как и любую из множества других добавок, пригодных для использования при проведении подземных работ.
Другим примером способа настоящего изобретения является способ изоляции участка гравийной набивки или части подземных пластов. Один из примеров такого способа может включать обеспечение способной к схватыванию композиции настоящего изобретения, содержащей воду и CKD; введение способной к схватыванию композиции в данный участок гравийной набивки или часть подземного пласта; предоставление способной к схватыванию композиции возможности образовать в этом месте затвердевшую массу. Части подземных пластов могут включать проницаемые участки пласта и разрывы (естественные или иные) в пласте и другие участки пласта, через которые возможно нежелательное перемещение текучей среды в ствол скважины или из него. Части гравийной набивки включают те участки гравийной набивки, через которые нужно предотвратить нежелательное перемещение текучей среды в ствол скважины или из него. Помимо прочего, данный способ позволяет изолировать части гравийной набивки с целью предотвращения нежелательных потоков текучих сред без необходимого удаления гравийной набивки. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения, способные к схватыванию композиции настоящего изобретения, пригодные для использования в данном способе, могут дополнительно содержать любую из перечисленных выше добавок, равно как и любую из множества других добавок, пригодных для использования при проведении подземных работ.
Другим примером способа настоящего изобретения является способ заделки пустот, имеющихся в колонне труб (например, обсадной колонне, раздвижной обсадной колонне, хвостовиках и т.д.) или в цементном камне. Как правило, в стволе скважины будет размещена колонна труб, и цементный камень может быть расположен в кольцевом пространстве между колонной труб, находящейся в стволе скважины, и стенкой ствола скважины. Один из примеров такого способа может включать обеспечение способной к схватыванию композиции настоящего изобретения, содержащей воду и CKD; введение способной к схватыванию композиции в пустоты; предоставление способной к схватыванию композиции возможности схватиться с образованием в пустотах затвердевшей массы. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения, способные к схватыванию композиции настоящего изобретения, пригодные для использования в данном способе, могут дополнительно содержать любую из перечисленных выше добавок, равно как и любую из множества других добавок, пригодных для использования при проведении подземных работ.
При заделке пустот в колонне труб способы настоящего изобретения, в некоторых вариантах его осуществления, могут дополнительно включать определение местоположения пустот в колонне труб; изоляцию этих пустот путем установления пространства в колонне труб, сообщающегося с этими пустотами; при этом способная к схватыванию композиция может быть введена в данные пустоты из этого пространства. Пустоты могут быть изолированы с использованием любой пригодной методики и/или устройства, включая мостовые пробки, пакеры и т.п. Определение местоположения пустот в колонне труб может быть осуществлено с использованием любой пригодной методики.
При заделке пустот в цементном камне способы настоящего изобретения, в некоторых вариантах его осуществления, могут дополнительно включать определение местоположения пустот в цементном камне; сверление в колонне труб отверстий, пересекающихся с данными пустотами; изоляцию пустот путем установления пространства в колонне труб, сообщающегося с данными пустотами через просверленные отверстия, при этом способную к схватыванию композицию вводят в пустоты через просверленные отверстия. Отверстия могут быть просверлены в колонне труб с использованием любой пригодной методики, например, при помощи скважинного перфоратора. Пустоты могут быть изолированы с использованием любой пригодной методики и/или устройства, включая мостовые пробки, пакеры и т.п.
Другим примером способа настоящего изобретения является способ изменения направления бурения ствола скважины. Один из примеров такого способа может включать обеспечение способной к схватыванию композиции настоящего изобретения, содержащей CKD; введение способной к схватыванию композиции в ствол скважины в том месте, где направление бурения нужно изменить; предоставление способной к схватыванию композиции возможности схватиться с образованием в стволе скважины пробки для начала набора кривизны; бурение отверстия в пробке для начала набора кривизны; бурение ствола скважины через отверстие в пробке для начала набора кривизны. В некоторых вариантах осуществления способные к схватыванию композиции настоящего изобретения могут быть вспененными. По желанию специалиста в данной области, учитывая эффекты использования настоящего изложения, способные к схватыванию композиции настоящего изобретения, пригодные для использования в данном способе, могут дополнительно содержать любую из перечисленных выше добавок, равно как и любую из множества других добавок, пригодных для использования при проведении подземных работ.
Как правило, бурение необходимо продолжать в направлении отверстия, пробуренного через пробку для начала набора кривизны. Ствол скважины и отверстие в пробке для начала набора кривизны могут быть пробурены с использованием любой пригодной методики, включая роторный метод бурения, ударно-канатное бурение и т.п. В некоторых вариантах осуществления изобретения один или более инструментов для наклонно-направленного бурения могут быть расположены рядом с пробкой для начала набора кривизны. К пригодным инструментам для наклонно-направленного бурения относятся, помимо прочего, ударно-канатный инструмент, скважинный кривой переводник и буровой станок, объединенный в единый агрегат с электродвигателем, и т.п. В таком случае инструменты для наклонно-направленного бурения могут быть использованы для бурения отверстия в пробке для начала набора кривизны так, чтобы отверстие располагалось в нужном направлении. По желанию, инструмент для наклонно-направленного бурения может быть извлечен из ствола скважины после пробуривания отверстия в пробке для начала набора кривизны.
Для облегчения понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры определенных аспектов некоторых вариантов его осуществления. Эти примеры никоим образом не следует понимать как ограничивающие или определяющие объем изобретения.
Пример 1
Ряд образцов способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 48-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60° С) в соответствии с документом API Specification 10. Композиции образцов содержали воду, CKD класса А и портландцемент класса А.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 1 | ||||
| Испытание на сжатие невспененных композиций: цемент класса А и CKD класса А | ||||
| Образец | Плотность, ppg/кг/л | Портландцемент класса А, % вес. | CKD класса А, % вес. | 48-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №1 | 14/1,67 | 0 | 100 | 228/1,570 |
| №2 | 15,15/1,80 | 25 | 75 | 701/4,830 |
| №3 | 14,84/1,76 | 50 | 50 | 1,189/8,192 |
| №4 | 15,62/1,86 | 75 | 25 | 3,360/23,150 |
| №5 | 15,6/1,85 | 100 | 0 | 2,350/16,191 |
Пример 2
Композиции образцов №6 и 7 приготовили при комнатной температуре и подвергли испытанию на определение времени сохранения прокачиваемости и определение показателя фильтрации при 140°F (60°С) и 240°F (115°С), соответственно, в соответствии с документом API Specification 10.
Композиция образца №6 содержала воду, портландцемент класса А (50% вес.), CKD класса А (50% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23» (0,75% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-5» (0,25% вес.). Таким образом, в композиции образца №6 весовое отношение цемент/CKD составило, примерно, 50:50. Этот образец обладал плотностью 14,84 ppg (1,76 кг/л). Добавка «HALAD® 23» представляет собой добавку для регулирования фильтрации на основе целлюлозы, серийно выпускаемую компанией Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Оклахома. Замедлитель «HR®-5» представляет собой лигносульфонатный замедлитель схватывания, серийно выпускаемый компанией Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Оклахома.
Композиция образца №7 содержала воду, портландцемент класса А (50% вес.), CKD класса А (50% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 413» (0,75% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-12» (0,35% вес.). Таким образом, в композиции образца №7 весовое отношение цемент/CKD составило 50:50. Этот образец обладал плотностью 14,84 ppg (1,76 кг/л). Добавка «HALAD® 413» представляет собой добавку для регулирования фильтрации на основе привитого сополимера, серийно выпускаемую компанией Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Оклахома. Замедлитель «HR®-12» представляет собой замедлитель схватывания, состоящий из смеси лигносульфоната и гидроксикарбоновой кислоты, серийно выпускаемый компанией Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Оклахома.
Результаты испытаний на определение показателя фильтрации и определение времени сохранения прокачиваемости представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 2 | ||||
| Испытания на определение времени сохранения прокачиваемости и определение показателя фильтрации невспененных композиций: цемент класса А и CKD класса А | ||||
| Образец | Весовое отношение цемент/CKD | Температура испытания, °F/°С | Время сохранения прокачиваемости до 70 Бк, час:мин | Показатель фильтрации API через 30 мин, мл |
| №6 | 50:50 | 140/60 | 6:06 | 147 |
| №7 | 50:50 | 240/115 | 2:20 | 220 |
Пример 3
Ряд образцов способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 48-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10. Композиции образцов содержали воду, CKD класса Н и портландцемент класса Н.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 3 Испытание на сжатие невспененных композиций: цемент класса Н и CKD класса Н |
||||
| Образец | Плотность, ppg/кг/л | Портландцемент класса Н, % вес. | CKD класса Н, % вес. | 48-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №8 | 15,23/1,81 | 0 | 100 | 74,9/0,516 |
| №9 | 15,4/1,83 | 25 | 75 | 544/3,817 |
| №10 | 16/1,90 | 50 | 50 | 1,745/12,023 |
| №11 | 16,4/1,95 | 75 | 25 | 3,250/22,392 |
| №12 | 16,4/1,95 | 100 | 0 | 1,931/13,305 |
Пример 4
Композиции образцов №13 и 14 приготовили при комнатной температуре и подвергли испытанию на определение времени сохранения прокачиваемости и определение показателя фильтрации при 140°F (60°С) и 240°F (115°С), соответственно, в соответствии с документом API Specification 10.
Композиция образца №13 содержала воду, портландцемент класса Н (50% вес.), CKD класса Н (50% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23» (0,75% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-5» (0,25% вес.). Таким образом, в композиции образца №13 весовое отношение цемент/CKD составило, примерно, 50:50. Этот образец обладал плотностью 16 ppg (1,90 кг/л).
Композиция образца №14 содержала воду, портландцемент класса НА (50% вес.), CKD класса Н (50% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 413» (0,75% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-12» (0,3% вес.). Таким образом, в композиции образца №14 весовое отношение цемент/CKD составило, примерно, 50:50. Этот образец обладал плотностью 16 ppg (1,90 кг/л).
Результаты испытаний на определение показателя фильтрации и определение времени сохранения прокачиваемости представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 4 Испытания на определение времени сохранения прокачиваемости и определение показателя фильтрации невспененных композиций: цемент класса Н и CKD класса Н |
||||
| Образец | Весовое отношение цемент/CKD | Температура испытания, °F/°С | Время сохранения прокачиваемости до 70 Бк, час:мин | Показатель фильтрации API через 30 мин, мл |
| №13 | 50:50 | 140/60 | 5:04 | 58 |
| №14 | 50:50 | 240/115 | 1:09 | 220 |
Пример 5
Ряд образцов способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 48-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10. Композиции образцов содержали воду, CKD класса G и портландцемент класса G.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 5 Испытание на сжатие невспененных композиций: цемент класса G и CKD класса G |
||||
| Образец | Плотность, ppg/кг/л | Портландцемент класса G, % вес. | CKD класса G, % вес. | 48-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №15 | 14,46/1,72 | 0 | 100 | 371/2,556 |
| №16 | 14,47/1,72 | 25 | 75 | 601/4,141 |
| №17 | 14,49/1,72 | 50 | 50 | 1,100/7,579 |
| №18 | 14,46/1,72 | 75 | 25 | 3,160/21,772 |
| №19 | 14,46/1,72 | 100 | 0 | 3,880/26,733 |
Пример 6
Композиции образцов №20 и 21 приготовили при комнатной температуре и подвергли испытанию на определение времени сохранения прокачиваемости и определение показателя фильтрации при 140°F (60°С) и 240°F (115°С), соответственно, в соответствии с документом API Specification 10.
Композиция образца №20 содержала воду, портландцемент класса G (50% вес.), CKD класса G (50% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23» (0,75% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-5» (0,25% вес.). Таким образом, в композиции образца №20 весовое отношение цемент/CKD составило, примерно, 50:50. Этот образец обладал плотностью 15,23 ppg (1,81 кг/л).
Композиция образца №21 содержала воду, портландцемент класса G (50% вес.), CKD класса G (50% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 413» (0,75% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-12» (0,3% вес.). Таким образом, в композиции образца №21 весовое отношение цемент/CKD составило, примерно, 50:50. Этот образец обладал плотностью 15,23 ppg (1,81 кг/л).
Результаты испытаний на определение показателя фильтрации и определение времени сохранения прокачиваемости представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 6 Испытания на определение времени сохранения прокачиваемости и определение показателя фильтрации невспененных композиций: цемент класса G и CKD класса G |
||||
| Образец | Весовое отношение цемент/CKD | Температура испытания, °F/°С | Время сохранения прокачиваемости до 70 Бк, час:мин | Показатель фильтрации API через 30 мин, мл |
| №20 | 50:50 | 140/60 | 3:19 | 132 |
| №21 | 50:50 | 240/115 | 1:24 | 152 |
Пример 7
Ряд образцов вспененных композиций приготовили в соответствии со следующей процедурой. Для каждого образца приготовили основную композицию, которая содержала воду, портландцемент класса А и CKD класса А. Количество CKD и портландцемента изменяли, как показано в приведенной ниже таблице. Затем в каждую основную композицию добавили пенообразующую добавку «ZONESEAL® 2000» в количестве 2% относительно объема воды. Затем каждую основную композицию вспенили до плотности, примерно, 12 ppg (1,43 кг/л). После приготовления полученные образцы вспененных композиций подвергли 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 7 Испытание на сжатие вспененных композиций: цемент класса А и CKD класса А |
|||||
| Образец | Плотность основной композиции, ppg/кг/л | Плотность вспененной композиции, ppg/кг/л | Портландцемент класса А, % вес. | CKD класса А, % вес. | 72-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №22 | 14,34/1,71 | 12/1,43 | 0 | 100 | 167,6/1,155 |
| №23 | 14,15/1,68 | 12/1,43 | 25 | 75 | 701/4,830 |
| №24 | 15,03/1,79 | 12/1,43 | 50 | 50 | 1,253/8,633 |
| №25 | 15,62/1,86 | 12/1,43 | 75 | 25 | 1,322/9,108 |
| №26 | 15,65/1,86 | 12/1,43 | 100 | 0 | 1,814/12,498 |
Пример 8
Ряд образцов вспененных композиций приготовили в соответствии со следующей процедурой. Для каждого образца приготовили основную композицию, которая содержала воду, портландцемент класса Н и CKD класса Н. Количество CKD и портландцемента изменяли, как показано в приведенной ниже таблице. Затем в каждую основную композицию добавили пенообразующую добавку «ZONESEAL® 2000» в количестве 2% относительно объема воды. Затем каждую основную композицию вспенили до плотности, примерно, 12 ppg (1,43 кг/л). После приготовления полученные образцы вспененных композиций подвергли 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 8 Испытание на сжатие вспененных композиций: цемент класса Н и CKD класса Н |
|||||
| Образец | Плотность основной композиции, ppg/кг/л | Плотность вспененной композиции, ppg/кг/л | Портландцемент класса Н, % вес. | CKD класса Н, % вес. | 72-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №27 | 15,07/1,79 | 12/1,43 | 0 | 100 | 27,2/0,187 |
| №28 | 15,4/1,83 | 12/1,43 | 25 | 75 | 285/1,963 |
| №29 | 16/1,90 | 12/1,43 | 50 | 50 | 845/5,822 |
| №30 | 16,4/1,95 | 12/1,43 | 75 | 25 | 1,458/10,046 |
| №31 | 16,57/1,97 | 12/1,43 | 100 | 0 | 1,509/10,397 |
Пример 9
Ряд образцов вспененных композиций приготовили в соответствии со следующей процедурой. Для каждого образца приготовили основную композицию, которая содержала воду, портландцемент класса G и CKD класса G. Количество CKD и портландцемента изменяли, как показано в приведенной ниже таблице. Затем в каждую основную композицию добавили пенообразующую добавку «ZONESEAL® 2000» в количестве 2% относительно объема воды. Затем каждую основную композицию вспенили до плотности, примерно, 12 ppg (1,43 кг/л). После приготовления полученные образцы вспененных композиций подвергли 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 9 Испытание на сжатие вспененных композиций: цемент класса G и CKD класса G |
|||||
| Образец | Плотность основной композиции, ppg/кг/л | Плотность вспененной композиции, ppg/кг/л | Портландцемент класса G, % вес. | CKD класса G, % вес. | 72-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №32 | 14,32/1,70 | 12/1,43 | 0 | 100 | 181/1,247 |
| №33 | 14,61/1,74 | 12/1,43 | 25 | 75 | 462/3,183 |
| №34 | 15/1,78 | 12/1,43 | 50 | 50 | 729/5,023 |
| №35 | 15,43/1,84 | 12/1,43 | 75 | 25 | 1,196/8,240 |
| №36 | 15,91/1,89 | 12/1,43 | 100 | 0 | 1,598/11,010 |
Пример 10
Ряд образцов способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10. В каждый образец добавили достаточно воды, чтобы обеспечить плотность, примерно, 14,2 ppg (1,69 кг/л).
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 10 Испытание на сжатие невспененных композиций: цемент класса А, CKD класса А, глинистый сланец, зольная пыль и известь |
||||||
| Образец | Портландцемент класса А, % вес. | CKD класса А, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | Добавка POZMIZ® A, % вес | Гидратированная известь, % вес. | 24-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №37 | 26 | 0 | 0 | 61 | 13 | 1,024/7,055 |
| №38 | 19,5 | 6,5 | 0 | 61 | 13 | 766/5,278 |
| №39 | 20,7 | 5,3 | 0 | 61 | 13 | 825/5,684 |
| №40 | 23,3 | 2,7 | 0 | 61 | 13 | 796/5,484 |
| №41 | 19,4 | 3,3 | 3,3 | 61 | 13 | 717/4,940 |
| №42 | 20,7 | 2,65 | 2,65 | 61 | 13 | 708/4,878 |
| №43 | 23,3 | 1,35 | 1,35 | 61 | 13 | 404/2,783 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Пример 11
Приготовили ряд образцов композиций и подвергли их испытанию на определение времени сохранения прокачиваемости при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10.
Композиция образца №44 содержала воду, портландцемент класса А (26% вес.), добавку к цементу «POZMIX® A» (61% вес.), гидратированную известь (13% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23» (0,6% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-5» (0,1% вес.). Этот образец обладал плотностью 14,2 ppg (1,69 кг/л).
Композиция образца №45 содержала воду, портландцемент класса А (19,5% вес.), CKD класса А (6,5% вес.), добавку к цементу «POZMIX® A» (61% вес.), гидратированную известь (13% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23» (0,6% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-5» (0,1% вес.). Этот образец обладал плотностью 14,2 ppg (1,69 кг/л). Остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM».
Композиция образца №46 содержала воду, портландцемент класса А (19,5% вес.), CKD класса А (3,25% вес.), остеклованный глинистый сланец (3,25% вес.), добавку к цементу «POZMIX® A» (61% вес.), гидратированную известь (13% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23» (0,6% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-5» (0,1% вес.). Этот образец обладал плотностью 14,2 ppg (1,69 кг/л). Остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM».
Результаты испытаний на определение показателя фильтрации и определение времени сохранения прокачиваемости представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 11 Испытания на определение времени сохранения прокачиваемости невспененных композиций: цемент класса А, CKD класса А, глинистый сланец, зольная пыль и известь |
||||||
| Образец | Портландцемент класса А, % вес. | CKD класса А, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | Добавка POZMIZ® A, % вес | Гидратированная известь, % вес. | Время сохранения прокачиваемости до 70 Бк при 140°F (60°С), час:мин |
| №44 | 26 | 0 | 0 | 61 | 13 | 2:57 |
| №45 | 19,5 | 6,5 | 0 | 61 | 13 | 2:20 |
| №46 | 19,5 | 2,25 | 2,25 | 61 | 13 | 3:12 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Пример 12
Ряд образцов способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10. В каждый образец добавили достаточно воды, чтобы обеспечить плотность, примерно, 14,2 ppg (1,69 кг/л).
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 12 Испытание на сжатие невспененных композиций: цемент класса Н, CKD класса Н, глинистый сланец, зольная пыль и известь |
||||||
| Образец | Портландцемент класса Н, % вес. | CKD класса Н, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | Добавка POZMIZ® A, % вес | Гидратированная известь, % вес. | 24-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №47 | 26 | 0 | 0 | 61 | 13 | 704/4,850 |
| №48 | 19,5 | 6,5 | 0 | 61 | 13 | 576/3,969 |
| №49 | 20,7 | 5,3 | 0 | 61 | 13 | 592/4,078 |
| №50 | 23,3 | 2,7 | 0 | 61 | 13 | 627/4,320 |
| №51 | 19,4 | 3,3 | 3,3 | 61 | 13 | 626/4,313 |
| №52 | 20,7 | 2,65 | 2,65 | 61 | 13 | 619/4,265 |
| №53 | 23,3 | 1,35 | 1,35 | 61 | 13 | 594/4,092 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Пример 13
Приготовили образец композиции №54 и подвергли его испытанию на определение показателя фильтрации при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10. Композиция образца №54 содержала воду, портландцемент класса Н (19,5% вес.), CKD класса Н (3,3% вес.), остеклованный глинистый сланец (3,3% вес.), добавку к цементу «POZMIX® A» (61% вес.), гидратированную известь (13% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23» (0,6% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-5» (0,1% вес.). Этот образец обладал плотностью 14,2 ppg (1,69 кг/л). Таким образом, весовое отношение портландцемент/CKD в образце композиции №54 составило 75:25. Остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM».
Результаты испытаний на определение показателя фильтрации представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 13 Испытание на определение показателя фильтрации невспененных композиций: цемент класса Н, CKD класса Н, глинистый сланец, зольная пыль и известь |
||||||
| Образец | Портландцемент класса Н, % вес. | CKD класса Н, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | Добавка POZMIZ® A, % вес | Гидратированная известь, % вес. | Показатель фильтрации API через 30 мин при 140°F (60°С), мл |
| №54 | 19,5 | 3,3 | 3,3 | 61 | 13 | 117 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Пример 14
Ряд образцов способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10. В каждый образец добавили достаточно воды, чтобы обеспечить плотность, примерно, 14,2 ppg (1,69 кг/л).
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 14 Испытание на сжатие невспененных композиций: цемент класса G, CKD класса G, глинистый сланец, зольная пыль и известь |
||||||
| Образец | Портландцемент класса G, % вес. | CKD класса G, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | Добавка POZMIZ® A, % вес | Гидратированная известь, % вес. | 24-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №55 | 26 | 0 | 0 | 61 | 13 | 491/3,383 |
| №56 | 19,5 | 6,5 | 0 | 61 | 13 | 526/3,624 |
| №57 | 20,7 | 5,3 | 0 | 61 | 13 | 474/3,266 |
| №58 | 23,3 | 2,7 | 0 | 61 | 13 | 462/3,183 |
| №59 | 19,4 | 3,3 | 3,3 | 61 | 13 | 523/3,603 |
| №60 | 20,7 | 2,65 | 2,65 | 61 | 13 | 563/3,879 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Таким образом, примеры 10-14 указывают на то, что способные к схватыванию композиции, содержащие портландцемент, CKD, зольную пыль, гидратированную известь и, необязательно, остеклованный глинистый сланец, могут обладать приемлемыми для некоторого конкретного варианта применения прочностью на сжатие, временем сохранения прокачиваемости и/или показателем фильтрации.
Пример 15
Ряд образцов вспененных композиций приготовили в соответствии со следующей процедурой. Для каждого образца приготовили основную композицию, которая содержала воду, портландцемент класса А, CKD класса А, остеклованный глинистый сланец, добавку к цементу «POZMIX® A» (61% вес.) и гидратированную известь (13% вес.). Этот образец обладал плотностью 14,2 ppg (1,69 кг/л). Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM». Количество CKD, портландцемента и остеклованного глинистого сланца изменяли, как показано в приведенной ниже таблице. Затем в каждую основную композицию добавили пенообразующую добавку «ZONESEAL® 2000» в количестве 2% относительно объема воды. Затем каждую основную композицию вспенили до плотности, примерно, 12 ppg (1,43 кг/л). После приготовления полученные образцы вспененных композиций подвергли 10-дневным испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 15 Испытание на сжатие вспененных композиций: цемент класса А, CKD класса А, глинистый сланец, зольная пыль и известь |
||||||
| Образец | Портландцемент класса А, % вес. | CKD класса А, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | Добавка POZMIZ® A, % вес | Гидратированная известь, % вес. | 10-дневное испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №61 | 26 | 0 | 0 | 61 | 13 | 1,153/7,944 |
| №62 | 19,5 | 6,5 | 0 | 61 | 13 | 1,151/7,930 |
| №63 | 20,7 | 5,3 | 0 | 61 | 13 | 1,093/7,531 |
| №64 | 23,3 | 2,7 | 0 | 61 | 13 | 950/6,545 |
| №65 | 19,4 | 3,3 | 3,3 | 61 | 13 | 1,161/7,999 |
| №66 | 20,7 | 2,65 | 2,65 | 61 | 13 | 1,009/6,952 |
| №67 | 23,3 | 1,35 | 1,35 | 61 | 13 | 1,231/8,481 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Пример 16
Ряд образцов вспененных композиций приготовили в соответствии со следующей процедурой. Для каждого образца приготовили основную композицию, которая содержала воду, портландцемент класса А, CKD класса А, остеклованный глинистый сланец, добавку к цементу «POZMIX® A» (61% вес.) и гидратированную известь (13% вес.). Этот образец обладал плотностью 14,2 ppg (1,69 кг/л). Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM». Количество CKD, портландцемента и остеклованного глинистого сланца изменяли, как показано в приведенной ниже таблице. Затем в каждую основную композицию добавили пенообразующую добавку «ZONESEAL® 2000» в количестве 2% относительно объема воды. Затем каждую основную композицию вспенили до плотности, примерно, 12 ppg (1,43 кг/л). После приготовления полученные образцы вспененных композиций подвергли 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 16 Испытание на сжатие вспененных композиций: цемент класса А, CKD класса А, глинистый сланец, зольная пыль и известь |
||||||
| Образец | Портландцемент класса А, % вес. | CKD класса А, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | Добавка POZMIZ® A, % вес | Гидратированная известь, % вес. | 72-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №68 | 26 | 0 | 0 | 61 | 13 | 1,057/7,283 |
| №69 | 19,5 | 6,5 | 0 | 61 | 13 | 969/6,676 |
| №70 | 20,7 | 5,3 | 0 | 61 | 13 | 984/6,780 |
| №71 | 19,4 | 3,3 | 3,3 | 61 | 13 | 921/6,346 |
| №72 | 20,7 | 2,65 | 2,65 | 61 | 13 | 811/5,588 |
| №73 | 23,3 | 1,35 | 1,35 | 61 | 13 | 969/6,676 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Пример 17
Вспененную композицию №74 приготовили в соответствии со следующей процедурой. Сначала приготовили основную композицию, которая содержала воду, портландцемент класса G (19,5% вес.), CKD класса G (6,5% вес.), добавку к цементу «POZMIX® A» (61% вес.) и гидратированную известь (13% вес.). Эта основная композиция обладала плотностью 14,2 ppg (1,69 кг/л). Затем в основную композицию добавили пенообразующую добавку «ZONESEAL® 2000» в количестве 2% относительно объема воды. Затем основную композицию вспенили до плотности, примерно, 12 ppg (1,43 кг/л). После приготовления полученный образец вспененной композиции подвергли 72-часовому испытанию прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10.
Результаты испытания на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 17 Испытание на сжатие вспененной композиции: цемент класса G, CKD класса G, зольная пыль и известь |
|||||
| Образец | Портландцемент класса G, % вес. | CKD класса G, % вес. | Добавка POZMIZ® A, % вес | Гидратированная известь, % вес. | 72-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №74 | 19,5 | 6,5 | 61 | 13 | 777/5,353 |
Таким образом, примеры 15-17 указывают на то, что вспененные, способные к схватыванию композиции, содержащие портландцемент, CKD, зольную пыль, гидратированную известь и, необязательно, остеклованный глинистый сланец, могут обладать приемлемой для некоторого конкретного варианта применения прочностью на сжатие.
Пример 18
Ряд образцов способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 180°F (82°С) в соответствии с документом API Specification 10. Композиции образцов содержали воду, CKD класса А, портландцемент класса А, цеолит остеклованный глинистый сланец и гидратированную известь. Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM». Количество каждого из компонентов изменяли, как показано в приведенной ниже таблице.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 18 Испытание на сжатие невспененных композиций: цемент класса А, CKD класса А, глинистый сланец, зольная пыль и известь |
|||||||
| Образец | Плотность, ppg/кг/л | Портландцемент класса А, % вес. | CKD класса А, % вес. | Цеолит, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. |
Гидратированная известь, % вес. | 24-часовое испытание на сжатие при 180°F (82°С), psi/МПа |
| №75 | 13,3/1,58 | 50 | 25 | 25 | 0 | 0 | 1,915/13,194 |
| №76 | 12,75/1,52 | 50 | 25 | 12,5 | 12,5 | 0 | 2,190/15,089 |
| №77 | 11,6/1,38 | 0 | 75 | 10 | 25 | 0 | 31,6/0,218 |
| №78 | 12,8/1,52 | 25 | 50 | 23,5 | 0 | 0 | 875/6,029 |
| №79 | 12,5/1,49 | 25 | 50 | 12,5 | 12,5 | 0 | 923/6,359 |
| №80 | 11,5/1,37 | 0 | 70 | 10 | 15 | 5 | 116,4/0,802 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | |||||||
Пример 19
Вспененную композицию №81 приготовили в соответствии со следующей процедурой. Сначала приготовили основную композицию, которая содержала воду, портландцемент класса А, CKD класса А и цеолит. Эта основная композиция обладала плотностью 14,2 ppg (1,69 кг/л). Затем в основную композицию добавили пенообразующую добавку «ZONESEAL® 2000» в количестве 2% относительно объема воды. Затем основную композицию вспенили до плотности, примерно, 12 ppg (1,43 кг/л). После приготовления полученный образец вспененной композиции подвергли 72-часовому испытанию прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10.
Результаты испытания на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 19 Испытание на сжатие вспененной композиции: цемент класса А, CKD класса А и цеолит |
||||||
| Образец | Плотность основной композиции,ppg/кг/л | Плотность вспененной композиции, ppg/кг/л | Портландцемент класса А, % вес. | CKD класса А, % вес. | Цеолит, % вес. | 72-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №81 | 13,35/1,59 | 12/1,43 | 50 | 25 | 25 | 972/6,697 |
Пример 20
Образец композиции №82 приготовили при комнатной температуре и подвергли 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 180°F (82°С) в соответствии с документом API Specification 10. Композиция №82 содержала воду, портландцемент класса Н, CKD класса Н, цеолит и остеклованный глинистый сланец. Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM».
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 20 Испытание на сжатие невспененной композиции: цемент класса Н, CKD класса Н, цеолит и глинистый сланец |
||||||
| Образец | Плотность, ppg/кг/л | Портландцемент класса Н, % вес. | CKD класса Н, % вес. | Цеолит, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | 24-часовое испытание на сжатие при 180°F (82°С), psi/МПа |
| №82 | 15,2/1,81 | 50 | 25 | 12,5 | 12,5 | 2,280/15,213 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Пример 21
Композицию №83 приготовили при комнатной температуре и подвергли испытанию на определение времени сохранения прокачиваемости и определение показателя фильтрации при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10. Композиция №83 содержала портландцемент класса А (50% вес.), CKD класса А (25% вес.), цеолит (12,5% вес.), остеклованный глинистый сланец (12,5% вес.), добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23» (0,75% вес.) и замедлитель схватывания «HR®-5» (0,5% вес.). Этот образец обладал плотностью 12,75 ppg (1,52 кг/л). Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM».
Результаты испытаний на определение показателя фильтрации и определение времени сохранения прокачиваемости представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 21 Испытания на определение времени сохранения прокачиваемости и определение показателя фильтрации невспененных композиций: цемент класса А, CKD класса А, цеолит и глинистый сланец |
||||||
| Образец | Портландцемент класса А, % вес. | CKD класса А, % вес. | Цеолит, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | Время сохранения прокачиваемости до 70 Бк при 140°F (60°С), час:мин | Показатель фильтрации API через 30 мин, мл |
| №83 | 50 | 25 | 12,5 | 12,5 | 8:54 | 196 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Таким образом, примеры 18-21 указывают на то, что вспененные и невспененные, способные к схватыванию композиции, содержащие портландцемент, CKD, цеолит и, необязательно, остеклованный глинистый сланец, могут обладать приемлемой для некоторого конкретного варианта применения прочностью на сжатие.
Пример 22
Ряд образцов способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 190°F (88°С) в соответствии с документом API Specification 10. Композиции образцов содержали воду, шлакоцемент, CKD класса Н, портландцемент класса Н, карбонат натрия и гидратированную известь. Шлакоцемент содержал карбонат натрия в количестве 6% вес. Количества компонентов изменяли, как показано в приводимой ниже таблице.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 22 Испытание на сжатие невспененной композиции: цемент класса Н, CKD класса Н, шлакоцемент и известь |
||||||
| Образец | Плотность, ppg/кг/л | Портландцемент класса Н, % вес. | CKD класса Н, % вес. | Шлакоцемент, % вес. | Гидратированная известь, % вес. | 24-часовое испытание на сжатие при 190°F (88°С), psi/МПа |
| №84 | 13,2/1,57 | 0 | 50 | 45 | 5 | 123,6/0,851 |
| №85 | 13,6/1,62 | 0 | 50 | 50 | 0 | 170,3/1,173 |
| №86 | 14/1,67 | 30 | 50 | 20 | 0 | 183,2/1,262 |
| №87 | 15/1,78 | 30 | 20 | 50 | 0 | 563/3,879 |
Пример 23
Ряд образцов вспененных, способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10. Для каждого образца приготовили основную композицию, которая содержала воду, шлакоцемент, CKD класса Н, портландцемент класса Н и гидратированную известь. Количество каждого компонента изменяли, как показано в приводимой ниже таблице. Шлакоцемент содержал карбонат натрия в количестве 6% вес. Затем в каждую основную композицию добавили пенообразующую добавку «ZONESEAL® 2000» в количестве 2% относительно объема воды. Затем каждую основную композицию вспенили до плотности, примерно, 11 ppg (1,31 кг/л). После приготовления полученные образцы вспененных композиций подвергли 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с документом API Specification 10.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 23 Испытание на сжатие вспененной композиции: цемент класса Н, CKD класса Н, шлакоцемент и известь |
|||||||
| Образец | Плотность основной композиции, ppg/кг/л | Плотность вспененной композиции, ppg/кг/л | Портландцемент класса Н, % вес. | CKD класса Н, % вес. | Шлакоцемент, % вес. | Гидратированная известь, % вес. | 72-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа |
| №88 | 13,63/1,62 | 11/1,31 | 0 | 50 | 45 | 5 | 148,9/1,026 |
| №89 | 13,68/1,63 | 11/1,31 | 0 | 50 | 50 | 0 | 161,1/1,110 |
| №90 | 14,07/1,67 | 11/1,31 | 30 | 50 | 20 | 0 | 125/0,861 |
Таким образом, примеры 22-23 указывают на то, что вспененные и невспененные способные к схватыванию композиции, содержащие CKD, шлакоцемент, необязательно, гидравлический цемент и, необязательно, гидратированную известь, могут обладать приемлемой для некоторого конкретного варианта применения прочностью на сжатие.
Пример 24
Ряд образцов способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 24-часовым испытаниям прочности на сжатие при 180°F (82°С) в соответствии с документом API Specification 10. Композиции образцов содержали воду, портландцемент, CKD, метакаолин и остеклованный глинистый сланец. Количества компонентов изменяли, как показано в приводимой ниже таблице. Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM». В этой серии испытаний использовали портландцемент класса А, за исключением образца №93, в котором использовали портландцемент класса Н.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 24 Испытание на сжатие: цемент, CKD, метакаолин и глинистый сланец |
||||||
| Образец | Плотность, ppg/кг/л | Портландцемент, % вес. | CKD, % вес. | Метакаолин, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | 24-часовое испытание на сжатие при 180°F (82°С), psi/МПа |
| №91 | 12,75/1,52 | 50 | 25 | 12,5 | 12,5 | 1,560/10,748 |
| №92 | 13,5/1,61 | 50 | 25 | 25 | 0 | 1,082/7,455 |
| №93 | 13/1,55 | 25 | 50 | 12,5 | 12,5 | 1,410/9,715 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | ||||||
Пример 25
Ряд образцов вспененных, способных к схватыванию композиций приготовили при комнатной температуре и подвергли 72-часовым испытаниям прочности на сжатие при 180°F (82°С) в соответствии с документом API Specification 10. Для каждого образца приготовили основную композицию, которая содержала воду, портландцемент, CKD, метакаолин и остеклованный глинистый сланец. Количество каждого из компонентов изменяли, как показано в приводимой ниже таблице. Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM». В этой серии испытаний использовали портландцемент класса А, за исключением образца №96, в котором использовали портландцемент класса Н. Затем в каждую основную композицию ввели пенообразующую добавку «ZONESEAL® 2000» в количестве 2% относительно объема воды. Затем каждую основную композицию вспенили до плотности, указанной в приводимой ниже таблице.
Результаты испытаний на сжатие представлены в таблице, приведенной ниже.
| Таблица 25 Испытание на сжатие вспененной композиции: цемент класса Н, CKD класса Н, шлакоцемент и известь |
|||||||
| Образец | Плотность основной композиции, ppg/кг/л | Плотность вспененной композиции, ppg/кг/л | Портландцемент, % вес. | CKD, % вес. | Метакаолин, % вес. | Остеклованный сланец1, % вес. | 72-часовое испытание на сжатие при 180°F (82°С), psi/МПа |
| №94 | 12,75/1,52 | 9,85/1,17 | 50 | 25 | 12,5 | 12,5 | 651/4,485 |
| №95 | 13,5/1,61 | 9,84/1,17 | 50 | 25 | 25 | 0 | 512/3,528 |
| №96 | 13/1,55 | 9,57/1,14 | 25 | 50 | 12,5 | 12,5 | 559/3,851 |
| 1 Использованный остеклованный глинистый сланец представлял собой материал «PRESSUR-SEAL® FINE LCM» | |||||||
Таким образом, примеры 24-25 указывают на то, что вспененные и невспененные, способные к схватыванию композиции, содержащие гидравлический цемент, CKD, метакаолин и, необязательно, остеклованный глинистый сланец, могут обладать приемлемой для некоторого конкретного варианта применения прочностью на сжатие.
Пример 26
Ряд образцов способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости приготовили при комнатной температуре и подвергли испытаниям на текучесть, определение времени сохранения прокачиваемости и прочности на сжатие. Приготовленные в данном примере образцы композиций обладали плотностью 14 ppg (1,67 кг/л) и содержали портландцемент класса А по API в количестве от 25% до 75% относительно веса цемента, CKD класса А по API в количестве от 25% до 75% относительно веса цемента, добавку для снижения фильтрации в количестве 1% относительно веса цемента и замедлитель схватывания. В контексте этих испытаний термин «относительно веса цемента» означает количество компонента относительно общего веса цемента и CKD в композиции данного образца. Добавка для снижения фильтрации, введенная в состав каждого образца, представляла собой добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23». Тип и количество добавки, замедляющей схватывание, в каждом образце указаны в приведенной ниже таблице.
При проведении испытаний на текучесть приготовили способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости и при комнатной температуре (например, около 78°F (25°С)) поместили их в герметичные пластиковые контейнеры. Ежедневно в течение до 7 дней за способными к схватыванию композициями с увеличенным временем сохранения прокачиваемости наблюдали, определяя наличие текучести. Определение наличия текучести композиций включало встряхивание пластикового контейнера и определение путем наблюдения, является ли композиция текучей. В этой серии испытаний оценку того, находится ли композиция в текучем состоянии, проводили на основе визуальных наблюдений, то есть, является ли содержимое пластикового контейнера текучим при его встряхивании. Результаты испытаний на текучесть представлены в приведенной ниже таблице.
При проведении испытаний на определение времени сохранения прокачиваемости и прочности на сжатие способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости соединяли с различными ускорителями схватывания цемента, перемешивали в гомогенизаторе Уоринга и приводили в нужное состояние при температурах испытания в атмосферном консистометре. После выдерживания в течение 20 минут проводили испытание способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости на определение времени сохранения прокачиваемости до 70 Бк и 72-часовые испытания прочности на сжатие при 140°F (60°С) в соответствии с методиками, изложенными в документе API Specification 10. Результаты испытаний на определение времени сохранения прокачиваемости и прочности на сжатие представлены в приведенной ниже таблице.
| Таблица 26 Испытания на текучесть, определение времени сохранения прокачиваемости и прочности на сжатие: способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости |
|||||||||||
| Образец | Портландцемент, % bwc | CKD, % bwc | Добавка для снижения фильтрации1, % bwc | Добавка, замедляющая схватывание | Ускоритель схватывания цемента | Текучее состояние | Время сохранения прокачиваемости, час:мин | 72-часовое испытание на сжатие при 140°F (60°С), psi/МПа | |||
| Аминотриметиленфосфоновая кислота2, галл/мешок | Винная кислота3, % bwc | Сульфометилированный лигнин4, % bwc | Жидкий силикат натрия5, % bwc | CaCl2, % bwc | |||||||
| №97 | 25 | 75 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 0,5 | н/о6 | 17:00+ | н/о |
| №98 | 25 | 75 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 1 | н/о | 20:00+ | н/о |
| №99 | 25 | 75 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 4 | н/о | 0:11 | н/о |
| №100 | 25 | 75 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 2 | н/о | 21:00+ | н/о |
| №101 | 25 | 75 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 3 | н/о | 21:00+ | н/о |
| №102 | 25 | 75 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 3,5 | н/о | 31:01 | н/о |
| №103 | 50 | 50 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 2 | н/о | 22:00+ | н/о |
| №104 | 50 | 50 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 3 | н/о | 20:00 | н/о |
| №105 | 50 | 50 | 1 | -- | -- | -- | -- | 4 | н/о | 1:32 | н/о |
| №106 | 50 | 50 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 4 | н/о | 13:52 | н/о |
| №107 | 75 | 25 | 1 | 0,098/0,37 | -- | -- | -- | 4 | н/о | 31:48 | н/о |
| №108 | 25 | 75 | 1 | -- | 0,5 | -- | -- | 2 | н/о | 22:00+ | н/о |
| №109 | 25 | 75 | 1 | -- | 0,5 | -- | -- | 4 | н/о | 48:00+ | н/о |
| №110 | 50 | 50 | 1 | -- | 0,25 | -- | -- | 4 | 7 дн.+ | 13:26 | 635/4,375 |
| №111 | 50 | 50 | 1 | -- | 0,5 | -- | -- | 4 | н/о | 47:00+ | н/о |
| №112 | 50 | 50 | 1 | -- | 0,25 | -- | 2 | -- | н/о | н/о7 | н/о |
| №113 | 50 | 50 | 1 | -- | 0,25 | -- | 1,5 | -- | н/о | н/о8 | н/о |
| №114 | 50 | 50 | 1 | -- | 0,25 | -- | 1 | -- | 7 дн.+ | 3:09 | 1,549/10,672 |
| №115 | 50 | 50 | 1 | -- | -- | 1 | -- | 4 | 5 дн. | 5:24 | 1,200/8,268 |
| №116 | 50 | 50 | 1 | -- | -- | 1,5 | -- | 4 | 6 дн. | 7:55 | 1,085/7,475 |
| №117 | 75 | 25 | 1 | -- | 0,25 | -- | -- | 4 | 6 дн. | 9:58 | 956/6,587 |
| №118 | 25 | 75 | 1 | -- | 0,25 | -- | -- | 4 | 7 дн. | 19:44 | 195,6/1,348 |
| 1 Добавка для снижения фильтрации «HALAD® 23» 2 Серия добавок «DEQUEST® 2000», размерность галлонов на мешок, переведено в л/мешок 3 Замедлитель схватывания цемента «HR®-25» 4 Замедлитель схватывания цемента «HR®-5» 5 Добавка «ECONOLITE™» 6 Поскольку композиции, демонстрирующие ненадлежащее время сохранения прокачиваемости, неприемлемы, текучесть и прочность на сжатие для них не определяли 7 Образец № 112 не поддавался смешиванию, поэтому время сохранения прокачиваемости, текучесть и прочность на сжатие для него не определяли 8 Образец № 113 был слишком густым, поэтому время сохранения прокачиваемости, текучесть и прочность на сжатие для него не определяли |
|||||||||||
Таким образом, пример 26 показывает, что способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, замедлителем схватывания в которых является триметиленфосфоновая кислота, а ускорителем – хлорид кальция, обладают неприемлемым временем сохранения прокачиваемости. Кроме того, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, в которых замедлителем схватывания являются сульфометилированные лигнины в различных концентрациях, могут оставаться текучими в течение, по меньшей мере, 5 дней, и при введении ускорителя – хлорида кальция – обладают приемлемым временем сохранения прокачиваемости. Кроме того, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, замедлителем схватывания в которых является винная кислота в количестве, примерно, 0,25% bwc, могут сохранять текучесть в течение, по меньшей мере, 7 дней и при введении ускорителя – 4% bwc хлорида кальция – могут обладать приемлемым временем сохранения прокачиваемости и схватываться до, по меньшей мере, 195 psi (1,34 МПа) через 72 часа. Кроме того, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, замедлителем схватывания в которых является винная кислота в количестве, примерно, 0,25% bwc, могут сохранять текучесть в течение, по меньшей мере, 7 дней и при введении ускорителя – 1% bwc силиката натрия – могут обладать приемлемым временем сохранения прокачиваемости. Напротив, способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, замедлителем схватывания в которых является винная кислота в количестве, примерно, 0,5% bwc, а ускорителем – различные количества хлорида кальция, обладают неприемлемым временем сохранения прокачиваемости.
Пример 27
Ряд образцов способных к схватыванию композиций с увеличенным временем сохранения прокачиваемости приготовили при комнатной температуре и подвергли испытаниям на определение показателя фильтрации и реологических свойств. Приготовленные в данном примере образцы композиций обладали плотностью 14 ppg (1,67 кг/л) и содержали портландцемент класса А по API в количестве от 25% до 75% bwc, CKD класса А по API в количестве от 25% до 75% bwc, добавку для снижения фильтрации в количестве 1% bwc и различные количества замедлителя схватывания и различные количества ускорителя схватывания цемента. В контексте этих испытаний термин «относительно веса цемента» (или «bwc») означает количество компонента относительно общего веса цемента и CKD в композиции данного образца. Добавка для снижения фильтрации, введенная в состав каждого образца, представляла собой добавку для снижения фильтрации «HALAD® 23». Способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости перемешивали в гомогенизаторе Уоринга и доводили до температуры испытания в атмосферном консистометре. После этого реологические свойства этих композиций определяли в соответствии с методикой, изложенной в документе API Specification 10. Кроме того, также проводили испытания этих композиций на определение показателя фильтрации в соответствии с методикой, изложенной в документе API Specification 10.
| Таблица 27 Испытания на определение реологических свойств и показателя фильтрации: способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости |
|||||||||
| Образец | Портландцемент, % bwc | CKD, % bwc | Добавка для снижения фильтрации1, % bwc | Добавка, замедляющая схватывание | Хлорид кальция, % bwc | Температура, °F/°С | Показатель фильтрации, см3/30 мин | Реология 300-200-100-60-30-6-3-600 | |
| Аминотриметиленфосфоновая кислота2, галл/мешок | Винная кислота3, % bwc | ||||||||
| №119 | 25 | 75 | 1 | 0,098/0,37 | -- | 0,5 | 80/27 | н/о | 157-115-68-48-30-15-13-267 |
| 140/60 | 96 | 135-84-49-33-21-9-7-178 | |||||||
| №120 | 50 | 50 | 1 | 0,098/0,37 | -- | 0,5 | 80/27 | н/о | 126-90-52-35-21-11-9-212 |
| 140/60 | 100 | 100-64-36-24-14-4-3-142 | |||||||
| №121 | 75 | 25 | 1 | 0,098/0,37 | -- | 0,5 | 80/27 | н/о | 91-63-35-23-13-4-3-151 |
| 140/60 | 42 | 50-32-17-11-6-1-0-79 | |||||||
| №122 | 25 | 75 | 1 | -- | 0,25 | 4 | 80/27 | н/о | 145-103-60-42-28-17-16-223 |
| 140/60 | 200 | 110-79-47-33-22-11-10-164 | |||||||
| №123 | 50 | 50 | 1 | -- | 0,25 | 4 | 80/27 | н/о | 109-78-46-33-22-14-14-176 |
| 140/60 | 233 | 120-86-56-42-32-22-21-175 | |||||||
| №124 | 75 | 25 | 1 | -- | 0,25 | 4 | 80/27 | н/о | 69-50-30-20-13-6-6-123 |
| 140/60 | 232 | 91-66-44-34-26-19-18-128 | |||||||
| 1 Добавка для снижения фильтрации «HALAD® 23» 2 Серия добавок «DEQUEST® 2000», размерность галлонов на мешок, переведено в л/мешок 3 Замедлитель схватывания цемента «HR®-25» |
|||||||||
Таким образом, пример 27 показывает, что способные к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости могут обладать пригодными для определенного варианта применения реологическими свойствами и показателем фильтрации.
Следовательно, настоящее изобретение соответствует достижению поставленных, а также неотъемлемых целей и преимуществ. Описанные выше конкретные варианты его осуществления являются лишь иллюстрацией, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано различными, но эквивалентными путями, очевидными специалистам в данной области, извлекающим пользу из данного описания. Кроме того, не подразумевается наличия каких-либо ограничений в деталях раскрываемых в данном документе конструкций или образцов, помимо описанных в приводимой далее формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что описанные выше конкретные пояснительные варианты осуществления изобретения могут быть изменены или модифицированы, и все такие варианты рассматриваются как не выходящие за пределы существа и объема изобретения. Все описанные выше числовые значения и диапазоны могут изменяться на любую величину (например, 1 процент, 2 процента, 5 процентов или иногда от 10 до 20 процентов). Во всех случаях, когда раскрывается числовой диапазон, R, с нижним пределом, RL, и верхним пределом, RU, любое число, находящееся в пределах этого диапазона, конкретно указано. В частности, следующие числовые значения в пределах диапазона являются особым образом указанными: R=RL+к*(RU-RL), где к представляет собой переменную величину в диапазоне от 1 процента до 100 процентов с шагом в 1 процент, то есть к представляет собой 1 процент, 2 процента, 3 процента, 4 процента, 5 процентов, …, 50 процентов, 51 процент, 52 процента, …, 95 процентов, 96 процентов, 97 процентов, 98 процентов, 99 процентов, 100 процентов. Кроме того, любой числовой диапазон, заданный при помощи двух чисел R, как указано выше, также конкретно указано. Кроме того, неопределенные артикли «а» или «an» (в тексте на английском языке) в контексте формулы изобретения означают один или более чем один элемент, который ими вводится. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют их очевидное, обычное значение, если иное ясно и четко не указано патентообладателем.
Claims (16)
1. Схватываемая композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащая:
гидравлический цемент,
цементную пыль,
воду,
добавку, замедляющую схватывание, и
ускоритель схватывания цемента;
при этом схватываемая композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.
2. Композиция по п. 1, в которой схватываемая композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около 5 дней.
3. Композиция по п. 1, в которой схватываемая композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости схватывается в стволе скважины, после чего характеризуется прочностью на сжатие при 72-часовых испытаниях, по меньшей мере, 345 кПа (50 psi).
4. Композиция по п. 1, в которой схватываемая композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости схватывается, после чего характеризуется прочностью на сжатие при 72-часовых испытаниях при 60°С (140°F), по меньшей мере, 690 кПа (100 psi).
5. Композиция по п. 1, в которой гидравлический цемент присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 25 вес.% до, примерно, 74,5 вес.%, при этом цементная пыль присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 25 вес.% до, примерно, 74,5 вес.%.
6. Композиция по п. 1, в которой схватываемая композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости содержит, по меньшей мере, одну добавку, выбранную из группы, в которую входят зольная пыль, шлакоцемент, глинистый сланец, цеолит и метакаолин.
7. Композиция по п. 1, в которой добавка для замедления схватывания включает, по меньшей мере, одну добавку для замедления схватывания, выбранную из группы, в которую входят органическая кислота, лигносульфат и искусственный замедлитель схватывания.
8. Композиция по п. 1, в которой добавка для замедления схватывания включает винную кислоту.
9. Композиция по п. 1, в которой добавка для замедления схватывания включает сульфометилированный лигнин.
10. Композиция по п. 1, в которой гидравлический цемент присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 25 вес.% до, примерно, 74,5 вес.%; цементная пыль присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 25 вес.% до, примерно, 74,5 вес.%; добавка для замедления схватывания присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 0,2 вес.% до, примерно, 0,35 вес.%; и ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от, примерно, 0,3 вес.% до, примерно, 0,4 вес.%.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/034,886 US7478675B2 (en) | 2005-09-09 | 2008-02-21 | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
| US12/034,886 | 2008-02-21 |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013143445/03A Division RU2566836C2 (ru) | 2008-02-21 | 2013-09-25 | Способ цементирования колонны труб |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2601953C1 RU2601953C1 (ru) | 2016-11-10 |
| RU2601953C9 true RU2601953C9 (ru) | 2017-03-10 |
Family
ID=40568488
Family Applications (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010138781/03A RU2010138781A (ru) | 2008-02-21 | 2009-02-03 | Композиции, схватываемые с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащие цементную пыль, и соответствующие способы |
| RU2013143445/03A RU2566836C2 (ru) | 2008-02-21 | 2013-09-25 | Способ цементирования колонны труб |
| RU2015135839A RU2601953C9 (ru) | 2008-02-21 | 2015-08-24 | Композиция, схватываемая с увеличенным временем сохранения прокачиваемости |
Family Applications Before (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010138781/03A RU2010138781A (ru) | 2008-02-21 | 2009-02-03 | Композиции, схватываемые с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащие цементную пыль, и соответствующие способы |
| RU2013143445/03A RU2566836C2 (ru) | 2008-02-21 | 2013-09-25 | Способ цементирования колонны труб |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7478675B2 (ru) |
| EP (2) | EP2907862A1 (ru) |
| AU (1) | AU2009216602B2 (ru) |
| CA (1) | CA2714452C (ru) |
| MX (1) | MX2010009191A (ru) |
| NZ (1) | NZ587396A (ru) |
| RU (3) | RU2010138781A (ru) |
| WO (1) | WO2009103944A1 (ru) |
Families Citing this family (97)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9512346B2 (en) | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
| US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
| US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust 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 |
| 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 |
| US8333240B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
| 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 |
| 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 |
| US7478675B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
| US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| 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 |
| US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
| US8307899B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
| US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
| US7617870B1 (en) * | 2008-05-14 | 2009-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended cement compositions comprising oil-swellable particles and associated methods |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids and methods of use |
| 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 |
| 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 |
| EP1876154A1 (en) * | 2006-06-29 | 2008-01-09 | Services Pétroliers Schlumberger | Cement slurry with low water to cement ratio |
| US20080196628A1 (en) * | 2007-02-20 | 2008-08-21 | Ashok Santra | Cement Compositions Comprising Rock-Forming Minerals and Associated Methods |
| 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 |
| US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
| US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
| US8476203B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods |
| US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| US9206344B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods utilizing nano-particles |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| EP2147902A1 (en) * | 2008-07-24 | 2010-01-27 | Services Pétroliers Schlumberger | Control of the properties of cement slurries of normal densities with optimized polymers combination |
| 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 |
| US7863224B2 (en) * | 2009-03-17 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a set retarding agent and methods of making and using same |
| US8807216B2 (en) * | 2009-06-15 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods |
| 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 |
| US9708523B2 (en) * | 2009-10-27 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable spacer fluids and associated methods |
| PL2385029T3 (pl) | 2010-05-03 | 2017-03-31 | Schlumberger Technology B.V. | Kompozycje i sposób cementowania odwiertów |
| US8435930B2 (en) | 2010-07-15 | 2013-05-07 | Lafarge | Low density cementitious compositions using lime kiln dust |
| AR082207A1 (es) | 2010-07-15 | 2012-11-21 | Lafarge Sa | Un aglomerante cementicio, una composicion cementica fraguable, y un metodo de cementacion que los emplea |
| US8535435B2 (en) * | 2011-04-07 | 2013-09-17 | 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 |
| AT511689B1 (de) * | 2011-07-08 | 2016-05-15 | Holcim Technology Ltd | Hydraulisches bindemittel |
| AR090065A1 (es) * | 2012-02-07 | 2014-10-15 | Massachusetts Inst Technology | Composicion de cemento hidratado |
| US10082001B2 (en) | 2012-03-09 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement set activators for cement compositions and associated methods |
| US10195764B2 (en) | 2012-03-09 | 2019-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9328281B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foaming of set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime |
| US9328583B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9580638B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of synthetic smectite in set-delayed cement compositions |
| US9371712B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods |
| US9255454B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US10202751B2 (en) | 2012-03-09 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US8851173B2 (en) | 2012-03-09 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9534165B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions and methods of use |
| US9227872B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods |
| US9255031B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Two-part set-delayed cement compositions |
| US9790132B2 (en) | 2012-03-09 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US9856167B2 (en) | 2012-03-09 | 2018-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigation of contamination effects in set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime |
| US9212534B2 (en) | 2012-03-09 | 2015-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Plugging and abandoning a well using a set-delayed cement composition comprising pumice |
| US9505972B2 (en) | 2012-03-09 | 2016-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation treatment fluids comprising pumice and associated methods |
| US9309153B2 (en) | 2012-04-27 | 2016-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wide temperature range cement retarder |
| CN103571445B (zh) * | 2012-08-09 | 2016-11-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油井堵水用的硅酸盐堵剂及其使用方法 |
| BR112015004026A2 (pt) * | 2012-08-27 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services Inc | método para cimentar |
| US9102861B2 (en) | 2012-09-27 | 2015-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions for cementing in confined locales and methods for use thereof |
| US9353003B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-05-31 | Hercules Incorporated | Hydraulic composition with prolonged open time |
| WO2015017564A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations |
| GB2530459B (en) | 2013-09-09 | 2021-02-10 | Halliburton Energy Services Inc | Activation of set-delayed cement compositions by retarder exchange |
| MX2016002867A (es) * | 2013-09-09 | 2016-08-17 | Halliburton Energy Services Inc | Composiciones de cemento con retardo de fraguado de dos partes. |
| WO2015041667A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement blends including inert microparticles |
| US10370579B2 (en) | 2013-12-12 | 2019-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
| CN104446064B (zh) * | 2014-12-03 | 2017-05-31 | 中晶环境科技股份有限公司 | 烟气脱硫生产水泥的装置及方法 |
| US10323479B2 (en) | 2015-01-29 | 2019-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended-life settable compositions comprising red mud |
| WO2017010967A1 (en) * | 2015-07-10 | 2017-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigation of annular pressure build-up using treatment fluids comprising calcium aluminate cement |
| US9802863B1 (en) | 2016-03-09 | 2017-10-31 | Flashfill Services, Llc | Accelerating set times of flowable fill compositions with dry calcium chloride, and methods of utilizing and producing the same |
| US10322971B1 (en) | 2016-04-21 | 2019-06-18 | MK1 Construction Services | Fast-setting flowable fill compositions, and methods of utilizing and producing the same |
| CN106833568B (zh) * | 2017-01-19 | 2020-10-20 | 安徽理工大学 | 一种早强型矿用封孔材料 |
| US10851016B1 (en) | 2017-02-28 | 2020-12-01 | J&P Invesco Llc | Trona accelerated compositions, and methods of utilizing and producing the same |
| EP3395455B1 (de) * | 2017-04-26 | 2020-04-08 | BAUER Spezialtiefbau GmbH | Dichtwandbaustoff und verfahren zur herstellung eines dichtwandbaustoffs |
| US10144859B1 (en) | 2017-07-20 | 2018-12-04 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation compositions (LCM) having Portland cement clinker |
| US10450494B2 (en) | 2018-01-17 | 2019-10-22 | Bj Services, Llc | Cement slurries for well bores |
| US10919807B1 (en) | 2018-04-25 | 2021-02-16 | J&P Invesco Llc | High-strength flowable fill compositions |
| US11434169B1 (en) | 2018-04-25 | 2022-09-06 | J&P Invesco Llc | High-strength flowable fill compositions |
| US10619090B1 (en) | 2019-04-15 | 2020-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Fracturing fluid compositions having Portland cement clinker and methods of use |
| CN110260740A (zh) * | 2019-06-12 | 2019-09-20 | 黑龙江科技大学 | 一种矿用炮眼高效均质骨料包覆封孔材料 |
| US12043585B1 (en) | 2019-07-29 | 2024-07-23 | Flashset, Llc | Rapid-setting cellular backfill with calcium sulfoaluminate cement and other powder-sized filler materials |
| US10752823B1 (en) * | 2019-09-06 | 2020-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing composition with controlled gelation of cement kiln dust and methods of making and using same |
| US11453816B2 (en) * | 2020-07-06 | 2022-09-27 | Saudi Arabian Oil Company | Accelerated cement compositions and methods for treating lost circulation zones |
| US11939520B2 (en) | 2020-08-12 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and cement compositions for reducing corrosion of wellbore casings |
| US11485894B2 (en) * | 2020-08-17 | 2022-11-01 | Saudi Arabian Oil Company | Accelerated cement compositions and methods for top-job cementing of a wellbore to reduce corrosion |
| RU2754844C1 (ru) * | 2020-10-22 | 2021-09-08 | Общество с ограниченной ответственностью «Оренбургский пропант» | Акриловый полимер на водной основе для цементной композиции и способ его получения |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040261993A1 (en) * | 2003-06-27 | 2004-12-30 | Nguyen Philip D. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| WO2007028952A1 (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) and method of using them |
| US20070102157A1 (en) * | 2005-11-10 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
Family Cites Families (209)
| 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 |
| US2880096A (en) | 1954-12-06 | 1959-03-31 | Phillips Petroleum Co | Cement compositions and process of cementing wells |
| 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 |
| US3467193A (en) | 1966-04-04 | 1969-09-16 | Mobil Oil Corp | Method for achieving turbulence in cementing 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 |
| US3959003A (en) * | 1972-04-10 | 1976-05-25 | Halliburton Company | Thixotropic cementing compositions |
| 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 |
| US4036301A (en) | 1974-10-29 | 1977-07-19 | Standard Oil Company (Indiana) | Process and composition for cementing casing in a well |
| US4031184A (en) * | 1976-01-14 | 1977-06-21 | Donald L. Christensen | Process for reclaiming cement kiln dust and recovering chemical values therefrom |
| USRE31127E (en) * | 1976-02-02 | 1983-01-18 | Halliburton Company | Oil well cementing process |
| US4018617A (en) * | 1976-02-02 | 1977-04-19 | Nicholson Realty Ltd. | Mixture for pavement bases and the like |
| USRE31190E (en) * | 1976-02-02 | 1983-03-29 | Halliburton Company | Oil well cementing process |
| US4101332A (en) * | 1976-02-02 | 1978-07-18 | Nicholson Realty Ltd. | Stabilized mixture |
| 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 |
| US4524828A (en) * | 1983-10-11 | 1985-06-25 | Halliburton Company | Method of using thixotropic cements for combating gas migration problems |
| 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 |
| US4676832A (en) | 1984-10-26 | 1987-06-30 | Halliburton Company | Set delayed cement compositions and methods of using the same |
| 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 |
| SU1373781A1 (ru) | 1986-05-15 | 1988-02-15 | Брянский технологический институт | Способ изготовлени предварительно напр женных железобетонных изделий |
| 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 |
| SU1707186A1 (ru) * | 1989-02-08 | 1992-01-23 | Vakhitov Rayan Zh | Способ цементировани обсадных колонн |
| US5049288A (en) | 1989-06-27 | 1991-09-17 | Halliburton Company | Set retarded cement compositions and methods for well cementing |
| US4941536A (en) | 1989-06-27 | 1990-07-17 | Halliburton Company | Set retarded cement compositions and methods for well cementing |
| US4953620A (en) * | 1989-08-14 | 1990-09-04 | Atlantic Richfield Company | Accelerating set of retarded cement |
| 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 |
| US5423379A (en) | 1989-12-27 | 1995-06-13 | Shell Oil Company | Solidification of water based muds |
| US5464060A (en) | 1989-12-27 | 1995-11-07 | Shell Oil Company | Universal fluids for drilling and cementing wells |
| US5058679A (en) | 1991-01-16 | 1991-10-22 | Shell Oil Company | Solidification of water based muds |
| US5673753A (en) | 1989-12-27 | 1997-10-07 | Shell Oil Company | Solidification of water based muds |
| US5123487A (en) | 1991-01-08 | 1992-06-23 | Halliburton Services | Repairing leaks in casings |
| US5238064A (en) | 1991-01-08 | 1993-08-24 | Halliburton Company | Squeeze cementing |
| US5125455A (en) | 1991-01-08 | 1992-06-30 | Halliburton Services | Primary cementing |
| US5121795A (en) | 1991-01-08 | 1992-06-16 | Halliburton Company | Squeeze cementing |
| US5086850A (en) * | 1991-01-08 | 1992-02-11 | Halliburton Company | Well bore drilling direction changing method |
| US5127473A (en) | 1991-01-08 | 1992-07-07 | Halliburton Services | Repair of microannuli and cement sheath |
| AU1762692A (en) * | 1991-03-29 | 1992-11-02 | Raymond S. Chase | 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 |
| US5215585A (en) * | 1991-10-25 | 1993-06-01 | W. R. Grace & Co.-Conn. | Hydration retarder |
| US5183505A (en) * | 1992-05-27 | 1993-02-02 | Concrete Technology, Inc. | Cellular concrete |
| RU2026959C1 (ru) | 1992-08-19 | 1995-01-20 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин |
| 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 |
| US5358044A (en) | 1993-05-27 | 1994-10-25 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with blast furnace slag/soluble/insoluble alcohol |
| US5361841A (en) | 1993-05-27 | 1994-11-08 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with blast furnace slag/polyalcohol fluid |
| US5361842A (en) | 1993-05-27 | 1994-11-08 | Shell Oil Company | Drilling and cementing with blast furnace slag/silicate fluid |
| US5352288A (en) | 1993-06-07 | 1994-10-04 | Dynastone Lc | Low-cost, high early strength, acid-resistant pozzolanic cement |
| US5439056A (en) | 1993-06-28 | 1995-08-08 | Shell Oil Company | Coal slag solidification of drilling fluid |
| US5337824A (en) | 1993-06-28 | 1994-08-16 | Shell Oil Company | Coal slag universal 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 |
| US5447197A (en) | 1994-01-25 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
| 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 |
| CA2153372A1 (en) | 1994-07-08 | 1996-01-09 | Patrick Brown | Zeolite-hydraulic cement containment medium |
| 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 |
| US5755876A (en) * | 1995-09-08 | 1998-05-26 | 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 |
| MY119906A (en) | 1996-06-18 | 2005-08-30 | Sofitech Nv | Cementing compositions and applications of such compositions to cementing oil (or similar) wells. |
| 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 |
| US6258757B1 (en) | 1997-03-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water based compositions for sealing subterranean zones and methods |
| 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 |
| AU738096B2 (en) | 1997-08-15 | 2001-09-06 | 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 |
| US6173778B1 (en) * | 1998-05-27 | 2001-01-16 | Bj Services Company | Storable liquid systems for use in cementing oil and gas wells |
| US6409819B1 (en) | 1998-06-30 | 2002-06-25 | International Mineral Technology Ag | Alkali activated supersulphated binder |
| EA002938B1 (ru) | 1998-11-13 | 2002-10-31 | Софитек Н.В. | Цементирующая композиция и ее применение для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений |
| US6379456B1 (en) * | 1999-01-12 | 2002-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow properties of dry cementitious and non-cementitious materials |
| US6245142B1 (en) | 1999-01-12 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow properties of dry cementitious materials |
| US6660080B2 (en) | 1999-01-12 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate flow enhancing additives |
| US6170575B1 (en) * | 1999-01-12 | 2001-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods using dry cementitious materials having improved flow properties |
| US6063738A (en) * | 1999-04-19 | 2000-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
| CA2316059A1 (en) | 1999-08-24 | 2001-02-24 | Virgilio C. Go Boncan | Methods and compositions for use in cementing in cold environments |
| 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 |
| US6308777B2 (en) | 1999-10-13 | 2001-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing wells with crack and shatter resistant cement |
| 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 |
| DE60129538T2 (de) | 2000-03-14 | 2008-04-10 | James Hardie International Finance B.V. | Faserzementbaumaterialien mit zusatzstoffen niedriger dichte |
| FR2806717B1 (fr) | 2000-03-23 | 2002-05-24 | Dowell Schlumberger Services | Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues |
| US6402833B1 (en) | 2000-07-13 | 2002-06-11 | Lafarge Canada Inc. | Binder for mine tailings |
| US6666268B2 (en) | 2000-07-26 | 2003-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells |
| US6315042B1 (en) | 2000-07-26 | 2001-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-based settable spotting fluid |
| US6668929B2 (en) | 2000-07-26 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
| US6716282B2 (en) * | 2000-07-26 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for 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 |
| US6457524B1 (en) | 2000-09-15 | 2002-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing compositions and methods |
| 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. |
| US6729405B2 (en) * | 2001-02-15 | 2004-05-04 | Bj Services Company | High temperature flexible cementing compositions and methods for using same |
| EP1236701A1 (en) | 2001-02-15 | 2002-09-04 | Schlumberger Technology B.V. | Very low-density cement slurry |
| US20020117090A1 (en) | 2001-02-20 | 2002-08-29 | Richard Ku | Super high strength concrete |
| 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 |
| US6561273B2 (en) * | 2001-06-19 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil based compositions and method for temporarily sealing subterranean zones |
| US20030116887A1 (en) | 2001-08-10 | 2003-06-26 | Scott J. Blake | Incorporation of drilling cuttings into stable load-bearing structures |
| US6645290B1 (en) | 2001-10-09 | 2003-11-11 | Ronald Lee Barbour | Settable composition containing cement kiln dust |
| US6644405B2 (en) | 2002-03-21 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods |
| US6565647B1 (en) * | 2002-06-13 | 2003-05-20 | Shieldcrete Ltd. | Cementitious shotcrete composition |
| US6702044B2 (en) * | 2002-06-13 | 2004-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling |
| US6516883B1 (en) | 2002-07-25 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing pipe in well bores and low density cement compositions therefor |
| AU2003250614B2 (en) * | 2002-08-23 | 2010-07-15 | James Hardie Technology Limited | Synthetic hollow microspheres |
| US7140440B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss additives for cement slurries |
| US7544640B2 (en) | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
| US7048053B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite compositions having enhanced compressive strength |
| US6964302B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
| US7147067B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing drilling fluids |
| US7150321B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing settable spotting fluids |
| US7140439B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing remedial compositions |
| US6989057B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
| 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 |
| US7217441B2 (en) | 2003-03-28 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for coating pipe comprising using cement compositions comprising high tensile strength fibers and/or a multi-purpose cement additive |
| US7147055B2 (en) | 2003-04-24 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations |
| DE10317882A1 (de) * | 2003-04-17 | 2004-11-11 | Wacker Polymer Systems Gmbh & Co. Kg | Redispersionspulver-Zusammensetzung mit abbindebeschleunigender Wirkung |
| 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 |
| US20070137528A1 (en) | 2003-05-14 | 2007-06-21 | Sylvaine Le Roy-Delage | Self adaptive cement systems |
| WO2004108627A1 (en) | 2003-06-04 | 2004-12-16 | Isg Resources, Inc. | Cementitious mixtures and methods of use thereof |
| US6689208B1 (en) * | 2003-06-04 | 2004-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight cement compositions and methods of cementing in subterranean formations |
| US6908508B2 (en) | 2003-06-04 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable fluids and methods for use in subterranean formations |
| US20050034864A1 (en) | 2003-06-27 | 2005-02-17 | Caveny William J. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications |
| US7198104B2 (en) * | 2003-08-12 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean fluids and methods of cementing in subterranean formations |
| US6832652B1 (en) | 2003-08-22 | 2004-12-21 | Bj Services Company | Ultra low density cementitious slurries for use in cementing of oil and gas wells |
| CA2445675A1 (en) * | 2003-10-20 | 2005-04-20 | Yanzhong Wu | Composition and method for forming a sprayable materials cover |
| US7073584B2 (en) * | 2003-11-12 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads |
| RU2262497C2 (ru) | 2003-12-15 | 2005-10-20 | Зубехин Сергей Алексеевич | Способ изготовления пенобетона и установка для его осуществления |
| 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) |
| US9512346B2 (en) | 2004-02-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement |
| 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 |
| US7182137B2 (en) | 2004-09-13 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementitious compositions containing interground cement clinker and zeolite |
| US7395860B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using foamed 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) |
| 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 |
| US20070056479A1 (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-15 | Gray Lonnie J | Concrete mixtures incorporating high carbon pozzolans and foam admixtures |
| US7335252B2 (en) * | 2005-09-09 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
| US7607484B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
| US7631692B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-12-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising a natural pozzolan and associated methods |
| US7077203B1 (en) * | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
| US7478675B2 (en) * | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
| 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 |
| US7199086B1 (en) * | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
| CA2577564C (en) | 2006-02-15 | 2011-07-12 | Lafarge Canada Inc. | Binder for mine tailings, alluvial sand and rock fill, or combinations thereof |
| US7204310B1 (en) * | 2006-04-11 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
| US7338923B2 (en) * | 2006-04-11 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable drilling fluids comprising cement kiln dust |
| WO2007122395A2 (en) * | 2006-04-20 | 2007-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising maltodextrin and associated methods |
| US9096466B2 (en) | 2007-03-22 | 2015-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate flow enhancing additives and associated methods |
| US7993451B2 (en) * | 2007-08-13 | 2011-08-09 | Texas Industries, Inc. | Cement stabilization of soils using a proportional cement slurry |
-
2008
- 2008-02-21 US US12/034,886 patent/US7478675B2/en active Active
-
2009
- 2009-01-07 US US12/349,676 patent/US7674332B2/en active Active
- 2009-02-03 CA CA 2714452 patent/CA2714452C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-02-03 MX MX2010009191A patent/MX2010009191A/es active IP Right Grant
- 2009-02-03 EP EP15157845.7A patent/EP2907862A1/en not_active Withdrawn
- 2009-02-03 AU AU2009216602A patent/AU2009216602B2/en active Active
- 2009-02-03 WO PCT/GB2009/000295 patent/WO2009103944A1/en active Application Filing
- 2009-02-03 RU RU2010138781/03A patent/RU2010138781A/ru unknown
- 2009-02-03 EP EP20090713469 patent/EP2245106B1/en active Active
- 2009-02-03 NZ NZ587396A patent/NZ587396A/en not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-09-25 RU RU2013143445/03A patent/RU2566836C2/ru active
-
2015
- 2015-08-24 RU RU2015135839A patent/RU2601953C9/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040261993A1 (en) * | 2003-06-27 | 2004-12-30 | Nguyen Philip D. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| WO2007028952A1 (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) and method of using them |
| US20070102157A1 (en) * | 2005-11-10 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Касторных Л.И. Добавки в бетоны и строительные растворы, учебно-справочное пособие, Ростов-на-Дону, 2005, с. 31-32, 61-62. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2245106B1 (en) | 2015-05-06 |
| US7478675B2 (en) | 2009-01-20 |
| US20080156491A1 (en) | 2008-07-03 |
| EP2907862A1 (en) | 2015-08-19 |
| CA2714452A1 (en) | 2009-08-27 |
| RU2601953C1 (ru) | 2016-11-10 |
| WO2009103944A1 (en) | 2009-08-27 |
| EP2245106A1 (en) | 2010-11-03 |
| MX2010009191A (es) | 2010-09-10 |
| RU2566836C2 (ru) | 2015-10-27 |
| US20090114126A1 (en) | 2009-05-07 |
| US7674332B2 (en) | 2010-03-09 |
| CA2714452C (en) | 2012-07-31 |
| RU2013143445A (ru) | 2015-03-27 |
| RU2010138781A (ru) | 2012-03-27 |
| AU2009216602A1 (en) | 2009-08-27 |
| AU2009216602B2 (en) | 2013-09-05 |
| NZ587396A (en) | 2012-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2601953C9 (ru) | Композиция, схватываемая с увеличенным временем сохранения прокачиваемости | |
| RU2460870C2 (ru) | Способы использования способных к схватыванию композиций, включающих цементную печную пыль | |
| RU2507379C2 (ru) | Застывающие композиции, содержащие природный пуццолан, и связанные с этим способы | |
| RU2407714C2 (ru) | Вспененные способные к схватыванию композиции, включающие цементную печную пыль, и способы их использования | |
| US7353870B2 (en) | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) | |
| US7445669B2 (en) | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) | |
| US8318642B2 (en) | Methods and compositions comprising kiln dust and metakaolin | |
| RU2404143C2 (ru) | Способ внутрискважинного цементирования | |
| US7743828B2 (en) | Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A - IN JOURNAL: 31-2016 FOR TAG: (24) |
|
| TH4A | Reissue of patent specification |