NO320532B1 - Fremgangsmate for sementering av underjordiske soner - Google Patents
Fremgangsmate for sementering av underjordiske soner Download PDFInfo
- Publication number
- NO320532B1 NO320532B1 NO20012337A NO20012337A NO320532B1 NO 320532 B1 NO320532 B1 NO 320532B1 NO 20012337 A NO20012337 A NO 20012337A NO 20012337 A NO20012337 A NO 20012337A NO 320532 B1 NO320532 B1 NO 320532B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- foam
- approx
- weight
- composition
- cement
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 123
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 116
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 115
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 24
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 21
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 20
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 19
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 19
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 18
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 14
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 12
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 9
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims description 8
- SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N Xylose Natural products O[C@@H]1COC(O)[C@H](O)[C@H]1O SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N 0.000 claims description 7
- 235000019357 lignosulphonate Nutrition 0.000 claims description 6
- 229920005611 kraft lignin Polymers 0.000 claims description 5
- PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N arabinose Natural products OCC(O)C(O)C(O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N beta-D-Pyranose-Lyxose Natural products OC1COC(O)C(O)C1O SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011121 hardwood Substances 0.000 claims description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 3
- 239000004117 Lignosulphonate Substances 0.000 claims description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 2
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims description 2
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000001741 organic sulfur group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims 1
- 125000000969 xylosyl group Chemical group C1([C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO1)* 0.000 claims 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 6
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 6
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000002826 magnetic-activated cell sorting Methods 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- -1 cocoyl Chemical group 0.000 description 3
- 229910002026 crystalline silica Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 125000002704 decyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 1
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002655 kraft paper Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000008054 sulfonate salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/04—Carboxylic acids; Salts, anhydrides or esters thereof
- C04B24/06—Carboxylic acids; Salts, anhydrides or esters thereof containing hydroxy groups
-
- 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
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/16—Sulfur-containing compounds
- C04B24/18—Lignin sulfonic acid or derivatives thereof, e.g. sulfite lye
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
-
- 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
- C04B2111/76—Use at unusual temperatures, e.g. sub-zero
- C04B2111/763—High temperatures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Lining And Supports For Tunnels (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår forbedret fremgangsmåte for sementering i underjordiske soner med herderetarderende skumsementsammensetninger.
Hydrauliske skumsementsammensetninger blir ofte anvendt ved sementering av underjordiske soner penetrert av borehull. For eksempel blir skumsementsammensetninger anvendt i primære brønnsementeringsoperasjoner hvorved rørstrenger slike som foringsrør og forlengingsrør sementeres i borehullene. Ved utføring av primær-sementering blir en sementsammensetning pumpet inn i rørrommet mellom veggene til et borehull og eksteriøroverflatene til en rørstreng anbringes deri. Sementsammensetningen tillates å herde i det ringformede mellomrommet og danner dermed en ringformet kappe med herdet i det vesentlige impermeabel sement deri. Sementkappen støtter fysisk og posisjonerer rørstrengen i borehullet og binder eksteriøroverflatene til rørstrengen til veggene til borehullet og hindrer dermed uønsket migrering av fluider mellom soner eller formasjoner penetrert av borehullet.
Sementsammensetningene som anvendes for sementering av underjordiske soner eller formasjoner penetrert av borehull må ofte være lette for å hindre overdrevet hydrostatisk trykk fra å frakturere sonene eller formasjonene på en uønsket måte. I tillegg til å være lette inneholder en skumsementsammensetning sammenpressede gasser som forbedrer muligheten sementsammensetningen har til å opprettholde trykk og hindre strøm av formasjonsfiuid inn i og gjennom sementsammensetningen i løpet av overgangstiden, for eksempel tiden som tar for sementsammensetningen å forandre fra et virkelig fluid til en hard herdet masse. Skumsementsammensetninger er også fordelaktige fordi de har lave fluidtapsegenskaper.
Når sementsammensetninger anvendes for å sementere i dype varme underjordiske soner, må et størknings- eller herdningsretarderingsmiddel inkluderes i sementsammensetningen for å øke pumpetiden til sammensetningen og hindre prematur fortykning eller herding før plassering i sonene som skal sementeres. Eksempler på størknings- eller herdningsretarderingsmiddel er som hittil har blitt anvendt i ikke-skumsementsammensetninger inkluderer, men er ikke begrenset til, lignosulfonater, sulfometylerte lignosulfonater, hydrokarboksylsyrer, blandinger av sulfometylerte lignosulfonater og hydrokarboksylsyrer, akrylsyre/2-akrylamido-2-metylpropansulfon kopolymerer og lignende. Mens de foregående størknings- eller herdningsretarderingsmidlene fungerer godt i ikke-skumsementsammensetninger, fungerer de ikke bra i skumsementsammensetninger fordi de har dispergeringsegenskaper. Dvs. når den anvendes i en skumsementsammensetning, forårsaker et størknings- eller herdnings-tetarderingsmiddel som har dispergeringsegenskaper at sementoppslemmingen tynnes som i sin tur forårsaker at skum blir ustabilt og enten brytes eller signifikant reduserer viskositeten til skumsementoppslemmingen som i sin tur hindrer den ønskede lave tettheten til skumsementsammensetningen fra å bli oppnådd. Mens karboksymetyl-hydroksyetylcellulose (CMHEC) hittil er blitt anvendt i skumsementsammensetninger som et størknings- eller herdningsretarderingsmiddel, forårsaker de høye konsen-trasjonene av CMHEC som kreves for høye temperaturer at skumsanmiensetningene har uønsket høye overflateviskositeter.
Således er det et behov for forbedrede fremgangsmåter og herderetarderte skumsementsammensetninger for sementering av underjordiske soner penetrert av borehull.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer forbedrede fremgangsmåter og herderetarderte skumsementsammensetninger for sementering i underjordiske soner penetrert av borehull som bemøter behovene beskrevet ovenfor og overkommer svakhetene i litteraturen. De forbedrede fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen består grunnleggende av de følgende trinn. En skumsementsammensetning fremstilles som innbefatter en hydraulisk sement, et ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel bestående av en blanding av et lignosulfonat, sukkersyrer og et sulfonert lignin, tilstrekkelig vann til å danne en oppslemming, tilstrekkelig gass for å skumme oppslemmingen og en skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding. Skumsementsammensetningen blir deretter plassert i en underjordisk sone, og skumsementsammensetningen tillates å herde til en fast masse deri.
Foreliggende oppfinnelse vedrører således en forbedret fremgangsmåte for å sementere i en underjordisk sone penetrert av et borehull, kjennetegnet ved at den innbefatter følgende trinn: (a) fremstille en skumsementsammensetning bestående av hydraulisk sement, et ikke-dispergerende størknings- eller herdningsetarderingsmiddel bestående av en blanding av lignosulfonat, sukkersyre og sulfonert lignin, tilstrekkelig vann til å danne oppslemming, tilstrekkelig gass til å skumme nevnte oppslemming og en skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding tilstede i en tilstrekkelig mengde til
å lette dannelsen av nevnte skum og stabilisere nevnte skumsementsammensetning; (b) plassere nevnte skumsementsammensetning i nevnte underjordisk sone; og (c) tillate at nevnte skumsementsammensetning herder til en fast masse deri.
Det er derfor et generelt formål med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe forbedrede fremgangsmåter for å sementere i underjordiske soner penetrert av borehull.
Et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe forbedrede fremgangsmåter for å sementere i underjordiske soner penetrert av borehull med en skumsementoppslemming som inneholder et ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel.
Andre og ytterligere formål, trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelsen vil klart fremgå for fagmannen etter gjennomlesing av beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer som følger.
De forbedrede fremgangsmåtene og skumsementsammensetningene ifølge oppfinnelsen er særlig egnede for å utføre et antall kompletterings- og forebyggende prosedyrer i underjordiske soner eller formasjoner penetrert av borehull. Skumsementsammensetningene har forbedrede egenskaper i at de inkluderer et ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel som ikke forårsaker at skumsementsammensetningene brytes eller reduseres i viskositet hvorved tettheten til skumsementsammensetningene øker. Siden det ofte er svært viktig at tettheten til en skumsementsammensetning er så lav som mulig, kan en økning i tetthet forårsake uheldige sementeringsresultater, som forårsaker frakturering av formasjonen eller sonen som sementeres.
Skumsementsammensetningene som er anvendelige ifølge foreliggende oppfinnelse består grunnleggende av en hydraulisk sement, et ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel som innbefatter en blanding av et lignosulfonat, en eller flere sukkersyrer og et sulfonert lignin, tilstrekkelig vann for å danne en oppslemming, tilstrekkelig gass til å skumme oppslemmingen og en skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding tilstede i en mengde tilstrekkelig til å lette dannelsen av skum og stabilisere skumsementsarrimensetningen.
US-patentsøknad serienr. 09/569.422 med tittelen "Set Retarders For Foamed Cements" inngitt på samme dag som foreliggende oppfinnelse, og som beskriver lignende ikke-dispergerte størknings- eller herdningsretarderingsmiddel er og skumsementsammensetninger er innbefattet heri med referanse i sin helhet.
Et antall hydrauliske sementer kan anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse som inkluderer de som innbefatter kalsium, aluminium, silisium, oksygen og/eller svovel som herder og størkner etter reaksjon med vann. Slike hydrauliske sementer inkluderer Portland-sementer, pozzuolansementer, gipssementer, sementer med høyt aluminiuminnhold, silikasementer og sementer med høy alkalinitet. Portland-sementer eller deres ekvivalenter er generelt foretrukket for anvendelse ifølge foreliggende oppfinnelse når det utføres sementeringsoperasjoner i underjordiske soner penetrert av borehull. Portland-sementer av typene definert og beskrevet i "API Specification For Materials And Testing For Well Cements", API-Spesifikasjon 10, 5. utgave, 1. juli 1990 av "the American Petroleum Institute" er særlig egnet. Foretrukne API Portland-sementer inkluderer klassene A, B, C, G og H, med API-klassene G og H som mer foretrukket og klasse G som mest foretrukket.
De ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmidlene som anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse er en blanding av et lignosulfonat, en eller flere sukkersyrer og et sulfonert lignin. Lignosulfonatet er et metallisk sulfonatsalt fremstilt fra ligninet til sulfat masse-fabirkkvæsker. Det spesifikke lignosulfonatet som er foretrukket for anvendelse ifølge foreliggende oppfinnelse er et hardved lignosulfonat som har et svovelinnhold på ca. 6 vekt-% og en gjennomsnittlig molekylvekt på ca. 9.700 dalton. De en eller flere sukkersyrene i blandingen er foretrukket avledet fra xylose. Det sulfonerte ligninet i blandingen er foretrukket et sulfonert kraftlignin, dvs. et lignin fremstilt fra kraftprosessen. Det sulfonerte kraftligninet har foretrukket et innhold organisk svovel på ca. 3,8 vekt-% og en gjennomsnittlig molekylvekt på ca. 60.000 dalton. Det ikke-dispergerende størknings- eller herdmngsretarderingsmidlet består foretrukket av en blanding av ca. 59 vektdeler lignosulfonat, ca. 11 vektdeler sukkersyre og ca. 30 vektdeler sulfonert lignin.
Som fagmannen vil se, kan mengden ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel inkludert i skumsementsammensetningene ifølge oppfinnelsen variere avhengig av temperaturen og den bestemte pumpetiden som er påkrevet. Generelt er det ikke-dispergerende størknings- eller herdningsetarderingsmiddel tilstede i en skumsementsammensetning ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 0,05 vekt-% til ca. 2,75 vekt-% hydraulisk sement i sammensetningen.
Vannet som anvendes for å danne skumsementsammensetningene ifølge oppfinnelsen kan være ferskvann eller saltvann. Begrepet "saltvann" slik det anvendes heri betyr umettede saltløsninger og mettede saltløsninger som inkluderer saltvann og sjøvann. Vannet er inkludert i skumsementsammensetningene i en mengde tilstrekkelig til å slemme opp den hydrauliske sementen. Generelt er vannet tilstede i skumsement-sammenetningene i en mengde i området fra ca. 30 vekt-% til ca. 60 vekt-% hydraulisk sement deri.
Gassen som anvendes for å skumme sementoppslemmingen kan være luft eller nitrogen, hvor nitrogen er foretrukket. Gassen er tilstede i en mengde tilstrekkelig til å skumme oppslemmingen, generelt i en mengde i området fra ca. 5 volum-% til c. 60 volum-% av oppslemmingen.
Et antall skum- og skumstabiliserende surfaktanter kan anvendes ifølge oppfinnelsen. En foretrukket blanding av slike surfaktanter er beskrevet i US-patent nr. 5.897.699 tildelt Chatterji et al. den 27. april 1999 som er innbefatter heri med referanse. Dette patentet beskriver en vandig løsning av en blanding av et alfa-olefinisk sulfonat og et kokoylamidopropylbetain.
En særlig foretrukket skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding for anvendelse ifølge oppfinnelsen består av et etoksylert alkoholetersulfat med formelen H(CH2)a(OC2H4)bOS03NH4<+> hvori a er et heltall i området fra ca. 6 til ca. 10 og b er et heltall i området fra ca. 3 til ca. 10, et alkyl eller alkenamidopropylbetain som har formelen R-CONHCHzC^C^N^CHskCI^CCV hvori R er et radikal utvalgt fra gruppen decyl, kokoyl, lauryl, cetyl og oleyl og et alkyl eller alkenamidopropyldimetylaminoksid som har formelen R-CONHCH2CH2CH2N<+>(CH3)20" hvori R er et radikal utvalgt fra gruppen decyl, kokoyl, lauryl, cetyl og oleyl.
Det etoksylerte alkoholetersulfatet er generelt tilstede i den ovenfor beskrevne blandingen i en mengde i området fra ca. 60 til 64 vekt-%. Alkyl eller alkenamidopropylbetain er generelt tilstede i blandingen i en mengde i området fra ca. 30 til ca. 33 vekt-% og alkyl eller alkenamidopropyldimetylaminoksid er generelt tilstede i additivet i en mengde i området fra ca. 3 til ca. 10 vekt-%. For å gjøre at surfaktantblandingen blir lettere å kombinere med sementoppslemmingen, kan vann kombineres med blandingen i en mengde tilstrekkelig til å løse surfaktantene.
Den mest foretrukne skum- og skumstabiliserende surfaktantblandingen av typen beskrevet ovenfor for anvendelse ifølge oppfinnelsen består av et etoksylert alkoholetersulfat hvori a i formelen fremsatt ovenfor er et heltall i området fra 6 til 10 og det etoksylerte alkoholetersulfatet er tilstede i surfaktantblandingen i en mengde på ca. 63,3 vektdeler; alkyl eller alkenamidopropylbetainet er kokoylamidopropylbetan og er tilstede i blandingen i en mengde på ca. 31,7 vektdeler og alkyl eller alkenamido-proyldimetylaminoksidet er kokoylamidopropyldimetylaminoksid og er tilstede i en mengde på ca. 5 vektdeler.
Den skum- og skumstabiliserende surfaktantblandingen er generelt inkludert i skumsementsammensetningen i en mengde i området fra ca. 1 volum-% til ca. 5 vekt-% av vann i sementoppslemmingen, foretrukket i området fra ca. 1 til ca. 2,5%.
En særlig foretrukket skumsementsammensetning for anvendelse ifølge foreliggende oppfinnelse består av Portland-sement, en ikke-dispergerende størknings- eller herdningsetarderingsmiddel som består av en blanding av ca. 59 vekt-% hardved lignosulfonat, ca. 11 vekt-% xylosesukkersyre og ca. 30 vekt-% sulfonert kraftlignin, tilstrekkelig vann for å danne en oppslemming, tilstrekkelig nitrogen for å skumme oppslemmingen og en skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding tilstede i en mengde tilstrekkelig til å lette dannelsen av skum og stabilisere skumsementsammensetningen.
Det ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmidlet blir foretrukket inkludert i den ovenfor beskrevne skumsementsammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2,5 vekt-% av hydraulisk sement deri. Vannet som anvendes blir foretrukket inkludert i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 45 vekt-% til ca. 55 vekt-% hydraulisk sement deri, og nitrogen er foretrukket tilstede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 10 volum-% til ca. 20 volum-% av sammensetningen. Den skum- og skumstabiliserende surfaktantblandingen innbefatter foretrukket et etoksylert alkoholetersulfat tilstede i en mengde på ca. 63,3 vektdeler av blandingen, kokoylamidopropylbetain tilstede i en mengde på ca. 31,7 vektdeler av blanding og kokoylamidopropyldimetylaminoksid tilstede i en mengde på ca. 5 vektdeler av blandingen. Skum- og skumstabiliserende surfaktantblandingen er foretrukket tilstede i skumsementsammensetningen i en mengde i området fra ca. 1 volum-% til ca. 2,5 volum-% av vann deri.
En foretrukket fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen for sementering av en underjordisk sone penetrert av et borehull innbefatter: (a) fremstille en skumsementsammensetning som innbefatter Portland-sement, et ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel bestående av en blanding av 59 vektdeler hardved lignosulfonat, 11 vektdeler xylosesukkersyre og 30 vektdeler sulfonert kraftlignin tilstede i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2,5 vekt-% av hydraulisk sement i sammensetningen, tilstrekkelig vann for å skumme en oppslemming, tilstrekkelig nitrogen til å skumme oppslemmingen og en skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding som består av et etoksylert alkoholetersulfat tilstede i en mengde på ca. 63,3 vektdeler av blandingen, kokoylamidopropylbetain tilstede i en mengde på ca. 31,7 vektdeler av blandingen og kokoylamidopropyldimetylaminoksid tilstede i en mengde på ca. 5 vektdeler av blandingen, hvor skum- og skumstabiliserende surfaktantblandingen er tilstede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 1 volum-% til ca. 2,5 volum-% av vann deri; (b) plassere skumsementsammensetningen i den underjordiske sonen; og (c) tillate at skumsementsammensetningen herder til en fast masse deri.
For ytterligere å illustrere fremgangsmåtene og skumsementsammensetningene ifølge oppfinnelsen er følgende eksempler gitt.
EKSEMPEL 1
Apparatet som anvendes
Fremstillingen av en skumsementoppslemming ved atmosfæretrykk i laboratoriet krever en 2-trinns blandingsprosedyre. Sementoppslemmingen uten skum- og skumstabiliserende surfaktantblandingen blir først blandet i en standard Waring-blander. Den spesifikke vekten til sementoppslemmingen sammen med skum- og skumstabiliserende surfaktantblandingen blir deretter plassert i en en-liters flerbladet forseglbar blandingsbeholder som har et kjent volum. Vekten av sementoppslemmingen plassert i den forseglbare blandingsbeholderen er vekten som vil resultere i den endelige skum-sementoppslemmingstettheten når sementoppslemmingen skummes tilstrekkelig til fullstendig å fylle den forseglbare blandingsbeholderen. Sementoppslemmingen blir deretter gjort til gjenstand for maksimal skjærenergi (rpm) som kan utvikles av blanderen til skumsementoppslemmingen som produseres fullstendig fyller blandingsbeholderen. For at sementoppslemmingen skal kunne anvendes som en skumsement, må sementoppslemmingen skumme nok til fullstendig å fylle blandingsbeholderen i 15 sekunder eller mindre. Når denne betingelsen er oppfylt, kan skumsementoppslemmingen deretter herdes og testes for trykkfasthet og stabilitetsindikasjoner ved atmosfæretrykk og temperaturer mindre enn ca. 180°F (82°C).
Fremstillingen av en skumsementoppslemming for herdetemperaturer over ca. 180°F (82°C) krever anvendelsen av spesialutstyr. Dvs. at et instrument kjent som en "Multiple
Analysis Cement oppslemming Analyzer" (MACS-analysator) må anvendes. MACS-analysatoren har et forseglbart kammer med kjent volum hvori oppslemmingen skjæres og blandes med nitrogen ved høy energi. I tillegg kan det forseglbare kammeret trykksettes med nitrogen og varmes opp. Sementoppslemmingen uten skum- og skumstabiliserende surfaktantblandingen fremstilles i en standards 2-liters Waring-blander som har et enkelt blandeblad. En innveid mengde av oppslemmingen plasseres i kammeret på MACS-analysatoren som vil resultere i den endelige skumoppslemmings-tettheten når oppslemmingen skummes tilstrekkelig til å fullstendig fylle kammeret. Kammeret blir deretter forseglet og flotøren inne i MACS-analysatorkammeret roteres ved ca. 1.000 rpm i 5 minutter med 1.000 psi nitrogentrykk anbrakt på sementoppslemmingen som forårsaker at sementoppslemmingen skummer. Den resulterende skum-oppslemmingen blir utsatt for en temperaturplan for å simulere brønnbetingelser mens nitrogentrykket holdes på skumoppslemmingen. Etter oppnåelse av en temperatur lik med sirkuleringstemperaturen ved bunnen avhullet (BHCT), blir raringen fortsatt i 1 time. Oppslemmingen blir deretter overført til et manifoldsystem for å herde cellene som er blitt forhåndsoppvarmet og tilsatt nitrogen ved samme trykk som oppslemmingen blir utsatt for i blandekammeret. Etter at skumsementoppslemmingen blir overført til herdecellene, blir herdecellene varmet til herdetemperaturen som normalt er den statiske temperaturen på bunnen av hullet (BHST). Etter herding i en utvalgt tidsperiode blir nitrogentrykket forsiktig frigitt fra herdecellene og den herdede skumsementen fjernes fra cellene og testes for stabilitet og/eller trykkfasthet. Stabiliteten til de herdede skumsementoppslemmingsprøvene ble bestemt ved å observere tetthets-variasjonen til prøvene fra toppen til bunnen av prøvene.
Testprosedyre og resultater
En blanding av Portland klasse H sement og fint malt krystallinsk silikat i en mengde på 35 vekt-% sement ble blandet med vann for å danne en sementoppslemming som inneholder vann i en mengde på 54,23 vekt-% Portland sement i oppslemmingen. En surfaktantblanding som innbefatter etoksylert alkoholetersulfat, kokoylamidopropylbetain og kokoylamidoproylaminoksid ble kombinert med sementoppslemmingen i en mengde på 1 volum-% av vann i oppslemmingen. Oppslemmingen ble delt i testprøver og forskjellige mengder ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel ifølge oppfinnelsen ble tilsatt testprøvene. Testprøvene ble deretter skum til tettheter på 15,9 pund pr. gallon og testet for fortykningsmidler ifølge API-spesifikasjon 10 nevnt ovenfor ved forskjellige temperaturer. Testresultatene er gitt i tabell I
nedenfor.
Fra tabell I fremgår det at det ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel en ifølge oppfinnelsen fungerte svært godt.
EKSEMPEL 2
Et antall ikke-skumsementoppslemmingtestprøver fremstilt i eksempel 1 ble herdet ved forskjellige temperaturer og testet for 12 timer og 24 timer trykkfasthet så vel som for knusestyrke ved anvendelse av en ultralydsementanalysator. Resultatene av disse testene er fremsatt i tabell II.
Fra tabell II fremgår det at ikke-skumoppslemmingene som ble testet har god trykkfasthet.
EKSEMPEL 3
Til en første testprøve av ikke-skumsement/krystallisk silikaoppslemmingen beskrevet i eksempel 1 ble det ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel ifølge oppfinnelsen tilsatt i en mengde på 1 vekt-% Portland-sement i oppslemmingen. Til en andre testprøve av ikke-skumsement/krystallinske silikaoppslemmingen ifølge eksempel 1 ble en dispergert sulfometylert ligninherderetardent tilsatt i en mengde på 0,3 vekt-% Portland-sement i oppslemmingen. De to testprøvene ble skum ved omgiv-elsesbetingelser til tettheter på 11,2 pund pr. gallon og herdet ved 140°F (60°C) i 24 timer. Tetthetene til skumsementprøvene ble deretter bestemt. Resultatene av disse testene er vist i tabell III nedenfor.
Fra tabell HI fremgår det at sementsammensetningen som inneholdt det ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmidlet ifølge oppfinnelsen opprettholder sin lave tetthet i løpet av herding mens den herdede skumsementsammensetningen som inneholdt det dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmidlet ikke gjorde det.
EKSEMPEL 4
En sementoppslemming ble fremstilt av Portland klasse H sement, fint oppdelt krystallinsk silika i en mengde på 30 vekt-% Portland-sement, amorft silika i en mengde på 15 vekt-% Portland-sement, hydroksypropylguargjmirni med en M.S. på 0,6 i en mengde på 0,4 vekt-% av Portland-sement, vann i en mengde på 53 vekt-% av Portland-sementen, og en skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding som innbefatter etoksylert alkoholetersulfat, kokoylamidopropylbetain og kokoylamidopropylaminoksid i en mengde på 2 volum-% av vann i oppslemmingen.
Til en første testprøve av sementoppslemmingen ble det ikke-dispergerende størknings-eller herdningsetarderingsmidletn ifølge oppfinnelsen tilsatt i en mengde på 1,2 vekt-% Portland-sementen. Til en andre testporsjon av sementoppslemmingen ble et dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel bestående av en vandig løsning av vinsyre tilsatt i en mengde på 3,2 vekt-% Portland-sementen sammen med en vandig løsning av et dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel bestående av en kopolymer av akrylsyre og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre i en mengde på 1 vekt-% av Portland-sementen. Den første og den andre testsementopp-slemmingprøven ble skum under temperaturer og trykk ifølge følgende program: skum-sementoppslemmingene ble varmet fra 80°F (26,7°C) til 250°F (121,1°C) i 1 time, holdt ved 250°F (121,1°C) i 1 time, overført og herdet ved 318°F (158,9°C) i 24 timer, alt ved 1.000 psi. Etter herding ble skumsementsammensetningene testet for topp-, middel- og bunntettheter. Resultatene av disse testene er fremsatt i tabell IV nedenfor.
Fra tabell IV fremgår det at den første prøven av skumsementsammensetningen som inneholdt ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel ifølge oppfinnelsen var betydelig mer stabil enn den andre prøven av skumsementsammensetningen som inneholdt dispergeringsretardenter ifølge teknikkens stand.
Således er den foreliggende oppfinnelsen godt tilpasset til å utføre formålene og oppnå sluttbruksegenskapene og fordelene som er nevnt så vel som de som er iboende deri. Mens flere forandringer kan gjøres av fagmannen, er slike forandringer innenfor omfanget av den foreliggende oppfinnelsen slik de er definert ved de vedlagte krav.
Claims (14)
1.
Forbedret fremgangsmåte for å sementere i en underjordisk sone penetrert av et borehull, karakterisert ved at den innbefatter følgende trinn: (d) fremstille en skumsementsammensetning bestående av hydraulisk sement, et ikke-dispergerende størknings- eller herdningsetarderingsmiddel bestående av en blanding av lignosulfonat, sukkersyre og sulfonert lignin, tilstrekkelig vann til å danne oppslemming, tilstrekkelig gass til å skumme nevnte oppslemming og en skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding tilstede i en tilstrekkelig mengde til å lette dannelsen av nevnte skum og stabilisere nevnte skumsementsammensetning; (e) plassere nevnte skumsementsammensetning i nevnte underjordisk sone; og (f) tillate at nevnte skumsementsammensetning herder til en fast masse deri.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte lignosulfonat i nevnte ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel er hardved lignosulfonat som har et svovelinnhold på ca. 6 vekt-% og en gjennomsnittlig molekylvekt på ca. 9.700 dalton.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte sukkersyre i nevnte ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel er xyloseukkersyre.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte sulfonerte lignin i nevnte ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel er sulfonert kraftlignin som har et organisk svovelinnhold på ca. 3,8 vekt-% og en gjennomsnittlig molekylvekt på ca. 60.000 dalton.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel består av en blanding av 59 vektdeler lignosulfonat, 11 vektdeler sukkersyre og 30 vektdeler sulfonert lignin.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte ikke-dispergerende størknings- eller herdningsretarderingsmiddel er tilstede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 0,05 vekt-% til ca. 2,75 vekt-% av hydraulisk sement i nevnte sammensetning.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte hydrauliske sement i nevnte sammensetning er utvalgt fra gruppen av Portland-sementer, slaggsementer, pozzoulansementer, gipssementer, sementer med høyt aluminiuminnhold og sementer med høy alkalinitet.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte hydrauliske sement i nevnte sammensetning er Portland-sement.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte vann i nevnte sammensetning er utvalgt fra gruppen som består av ferskvann, umettede saltløsninger og mettede saltløsninger.
10.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte vann er tilstede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 30 vekt-% til ca. 60 vekt-% av hydraulisk sement i nevnte sammensetning.
11.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte gass i nevnte sammensetning er utvalgt fra gruppen som består av luft og nitrogen.
12.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte gass er tilstede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 5 volum-% til ca. 60 volum-% av nevnte sammensetning.
13.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding i nevnte sammensetning består av et etoksylert alkoholetersulfat tilstede i en mengde på ca. 63,3 vektdeler, kokoylamidopropylbetain tilstede i en mengde på ca. 31,7 vektdeler og kokoylamidopropyldimetylaminoksid tilstede i en mengde på ca. 5 vektdeler.
14.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at nevnte skum- og skumstabiliserende surfaktantblanding er tilstede i nevnte sammensetning i en mengde i området fra ca. 1 volum-% til ca. 5 volum-% av vann deri.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/569,519 US6227294B1 (en) | 2000-05-12 | 2000-05-12 | Methods of cementing subterranean zones |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20012337D0 NO20012337D0 (no) | 2001-05-11 |
| NO20012337L NO20012337L (no) | 2001-11-13 |
| NO320532B1 true NO320532B1 (no) | 2005-12-19 |
Family
ID=24275771
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20012337A NO320532B1 (no) | 2000-05-12 | 2001-05-11 | Fremgangsmate for sementering av underjordiske soner |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6227294B1 (no) |
| EP (1) | EP1153898B1 (no) |
| CA (1) | CA2347348C (no) |
| DE (1) | DE60100377T2 (no) |
| NO (1) | NO320532B1 (no) |
Families Citing this family (68)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6454004B2 (en) * | 1999-07-15 | 2002-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing casing strings in deep water offshore wells |
| US6372037B1 (en) | 2000-05-12 | 2002-04-16 | Lignotech Usa, Inc. | Set retarders for foamed cements |
| AU2001284330A1 (en) | 2000-09-04 | 2002-03-22 | Symons, Michael Windsor | Method for the production of a hydraulic binder foam |
| US6419016B1 (en) * | 2000-09-29 | 2002-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean zones |
| US7135005B2 (en) * | 2001-02-20 | 2006-11-14 | Fountainhead, Llc | Shoulder brace |
| US6767867B2 (en) * | 2001-04-16 | 2004-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores |
| US6699915B2 (en) * | 2001-09-03 | 2004-03-02 | W.R. Grace & Co.-Conn. | Foamed fireproofing composition and method |
| MY128602A (en) * | 2001-09-03 | 2007-02-28 | Grace W R & Co | Foamed fireproofing composition and method |
| US6554069B1 (en) | 2002-08-15 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of removing water-based drilling fluids and compositions |
| US6708760B1 (en) | 2002-11-19 | 2004-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones |
| US6619399B1 (en) * | 2003-03-12 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed compositions and methods of use in subterranean zones |
| AU2003263324A1 (en) | 2003-03-12 | 2004-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed compositions and methods of use in subterranean zones |
| US7166160B2 (en) * | 2003-04-22 | 2007-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable cement retarder compositions and methods of cementing in a subterranean formation |
| US7073585B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications |
| US7021380B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising set retarder compositions and associated methods |
| US6899177B2 (en) * | 2003-10-10 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing subterranean zones with cement compositions having enhanced compressive strengths |
| US7240732B2 (en) * | 2003-10-31 | 2007-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dispersant compositions for cement compositions and related methods |
| US7559369B2 (en) * | 2007-05-10 | 2009-07-14 | Halliubrton Energy Services, Inc. | Well treatment composition and methods utilizing nano-particles |
| US7013975B2 (en) * | 2004-07-26 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement slurries, additives and methods |
| US6951249B1 (en) * | 2004-07-26 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement slurries, additives and methods |
| US7059409B2 (en) * | 2004-07-28 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing and cement compositions containing a polymeric cement cohesion additive |
| US6953505B1 (en) | 2004-08-19 | 2005-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stable and biodegradable foamed cement slurries, additives and methods |
| US7191834B2 (en) | 2004-09-22 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions and associated methods of use |
| US7004256B1 (en) | 2004-10-11 | 2006-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set retarder compositions, cement compositions, and associated methods |
| US6978835B1 (en) | 2004-10-11 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations |
| US8858860B2 (en) | 2004-11-02 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biodegradable retarder for cementing applications |
| US7124822B2 (en) * | 2004-11-02 | 2006-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed completion fluids and methods |
| US7404855B2 (en) * | 2005-02-04 | 2008-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient cement compositions and methods of cementing |
| US7022755B1 (en) | 2005-02-04 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient cement compositions and methods of cementing |
| US7077219B1 (en) | 2005-02-18 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed treatment fluids and associated methods |
| US7537656B2 (en) * | 2005-06-22 | 2009-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising biodegradable monomers for retarding the setting thereof |
| US7350574B2 (en) | 2005-06-22 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of retarding the setting of a cement composition using biodegradable monomers |
| WO2007051971A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
| US20070105995A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
| US7395861B2 (en) * | 2005-12-01 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing subterranean formations using cement compositions comprising maltodextrin |
| US7547664B2 (en) * | 2005-12-01 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additives comprising chlorinated carbohydrates |
| US7435293B2 (en) * | 2005-12-01 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising maltodextrin |
| US20070129261A1 (en) * | 2005-12-01 | 2007-06-07 | Halliburton Energy Services | Additives Comprising Maltodextrin |
| US7303625B2 (en) * | 2005-12-01 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising chlorinated carbohydrates |
| US7422062B2 (en) * | 2005-12-01 | 2008-09-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using treatment fluids comprising chlorinated carbohydrates |
| US7662752B2 (en) * | 2006-06-19 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chemical wash compositions for removing drilling fluids |
| US7278487B1 (en) | 2006-06-19 | 2007-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using chemical wash compositions for removing drilling fluids |
| US8096359B2 (en) * | 2006-11-17 | 2012-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of cementing using polymeric retarder |
| US9187373B2 (en) | 2006-11-17 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of cementing using polymeric retarder |
| US7549320B2 (en) * | 2007-01-11 | 2009-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measuring cement properties |
| US8685901B2 (en) * | 2007-01-30 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of using same |
| US7621186B2 (en) * | 2007-01-31 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Testing mechanical properties |
| US7308938B1 (en) | 2007-03-07 | 2007-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Defoaming methods and compositions |
| US7517836B2 (en) * | 2007-03-07 | 2009-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Defoaming methods and compositions |
| CA2583016C (en) * | 2007-03-13 | 2014-11-25 | Casey Moroschan | Foam delivery system |
| US7784542B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US7806183B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| PE20090856A1 (es) * | 2007-08-31 | 2009-07-15 | Lignotech Usa Inc | Lignosulfonatos de madera dura para separar los materiales filonianos de los minerales de sulfuro metalico |
| US7552648B2 (en) * | 2007-09-28 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measuring mechanical properties |
| US7861782B2 (en) * | 2008-07-31 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Foamed cement compositions, additives, and associated methods |
| US8287640B2 (en) | 2008-09-29 | 2012-10-16 | Clearwater International, Llc | Stable foamed cement slurry compositions and methods for making and using same |
| US7836954B2 (en) * | 2008-12-19 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services. Inc. | Cement compositions comprising stevia retarders |
| US8601882B2 (en) * | 2009-02-20 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | In situ testing of mechanical properties of cementitious materials |
| US8157009B2 (en) | 2009-09-03 | 2012-04-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex |
| US8783091B2 (en) * | 2009-10-28 | 2014-07-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement testing |
| US8960013B2 (en) | 2012-03-01 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement testing |
| US8794078B2 (en) | 2012-07-05 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement testing |
| US10844270B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-11-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations |
| US10767098B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-09-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using sized particulates as spacer fluid |
| US10822917B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of cementing a well using delayed hydratable polymeric viscosifying agents |
| US10589238B2 (en) | 2016-03-14 | 2020-03-17 | Schlumberger Technology Corporation | Mixing system for cement and fluids |
| US11028309B2 (en) | 2019-02-08 | 2021-06-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3053673A (en) * | 1960-03-18 | 1962-09-11 | Halliburton Co | Oil well cement compositions |
| US3662830A (en) * | 1970-06-01 | 1972-05-16 | Dow Chemical Co | Aqueous hydraulic cement composition having improved retardation to set and use thereof in high temperature environments |
| US3821985A (en) * | 1972-04-20 | 1974-07-02 | Halliburton Co | Well cementing method using high temperature cementing compositions |
| US4047567A (en) * | 1976-02-02 | 1977-09-13 | Halliburton Company | Oil well cementing process |
| US4125160A (en) * | 1976-11-19 | 1978-11-14 | The Dow Chemical Company | Method of cementing a high temperature borehole |
| US4871395A (en) * | 1987-09-17 | 1989-10-03 | Associated Universities, Inc. | High temperature lightweight foamed cements |
| US4990191A (en) * | 1989-02-21 | 1991-02-05 | Westvaco Corporation | Aminated sulfonated or sulfomethylated lignins as cement fluid loss control additives |
| US5133409A (en) * | 1990-12-12 | 1992-07-28 | Halliburton Company | Foamed well cementing compositions and methods |
| US5184680A (en) * | 1991-09-27 | 1993-02-09 | Halliburton Company | High temperature well cement compositions and methods |
| US5220960A (en) | 1992-02-19 | 1993-06-22 | Halliburton Company | Retarded acid soluble well cement compositions and methods |
| US5213161A (en) | 1992-02-19 | 1993-05-25 | Halliburton Company | Well cementing method using acid removable low density well cement compositions |
| US5281270A (en) | 1992-02-19 | 1994-01-25 | Halliburton Company | Retarded acid soluble well cement compositions and methods |
| US5447197A (en) * | 1994-01-25 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Storable liquid cementitious slurries for cementing oil and gas wells |
| US5588489A (en) * | 1995-10-31 | 1996-12-31 | Halliburton Company | Lightweight well cement compositions and methods |
| US5688844A (en) | 1996-07-01 | 1997-11-18 | Halliburton Company | Resilient well cement compositions and methods |
| US5795924A (en) | 1996-07-01 | 1998-08-18 | Halliburton Company | Resilient well cement compositions and methods |
| US5806594A (en) | 1997-03-31 | 1998-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cementing a well |
| 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 |
| US6019835A (en) | 1998-09-01 | 2000-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and biodegradable dispersants therefor |
| US6063738A (en) * | 1999-04-19 | 2000-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
-
2000
- 2000-05-12 US US09/569,519 patent/US6227294B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-04-27 DE DE60100377T patent/DE60100377T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-27 EP EP01303849A patent/EP1153898B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-05-11 CA CA002347348A patent/CA2347348C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-05-11 NO NO20012337A patent/NO320532B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20012337L (no) | 2001-11-13 |
| DE60100377D1 (de) | 2003-07-24 |
| NO20012337D0 (no) | 2001-05-11 |
| CA2347348A1 (en) | 2001-11-12 |
| CA2347348C (en) | 2009-10-27 |
| US6227294B1 (en) | 2001-05-08 |
| EP1153898A1 (en) | 2001-11-14 |
| EP1153898B1 (en) | 2003-06-18 |
| DE60100377T2 (de) | 2003-12-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO320532B1 (no) | Fremgangsmate for sementering av underjordiske soner | |
| EP1341734B1 (en) | Foamed well cement slurries | |
| US7413014B2 (en) | Foamed fly ash cement compositions and methods of cementing | |
| AU2015205948B2 (en) | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods | |
| US5897699A (en) | Foamed well cement compositions, additives and methods | |
| US7449062B2 (en) | Cement compositions for reducing gas or water migration and methods of using the same | |
| US6899177B2 (en) | Methods of cementing subterranean zones with cement compositions having enhanced compressive strengths | |
| US20040221990A1 (en) | Methods and compositions for compensating for cement hydration volume reduction | |
| US20030177955A1 (en) | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods | |
| WO2000063134A1 (en) | Foamed well cement slurries, additives and methods | |
| EP1565643A1 (en) | Methods and cement compositions for cementing in subterranean zones | |
| NO157694B (no) | Pumpbar sementblanding og anvendelse derav for fremstilling av termisk stabil betong. | |
| NO20141321A1 (no) | Aktivatorblanding for aktivering av en stivnbar væske | |
| CA2357560A1 (en) | Methods of cementing in subterranean zones | |
| WO2006010925A1 (en) | Foamed cement slurries, additives and methods | |
| CA2407640A1 (en) | Set retarders for foamed cements | |
| WO2006010923A1 (en) | Foamed cement slurries, additives and methods | |
| CA2469898C (en) | Well cementing compositions for cold environment | |
| US7861782B2 (en) | Foamed cement compositions, additives, and associated methods | |
| OA17088A (en) | Set-delayed, cement compositions comprising pumice and associated methods. | |
| OA20056A (en) | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |