NO331583B1 - Herdbar punktfluidsammensetning og fremgangsmate for sementering av bronner - Google Patents
Herdbar punktfluidsammensetning og fremgangsmate for sementering av bronner Download PDFInfo
- Publication number
- NO331583B1 NO331583B1 NO20005828A NO20005828A NO331583B1 NO 331583 B1 NO331583 B1 NO 331583B1 NO 20005828 A NO20005828 A NO 20005828A NO 20005828 A NO20005828 A NO 20005828A NO 331583 B1 NO331583 B1 NO 331583B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- composition
- approx
- weight
- hardenable
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 150
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 121
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 61
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 53
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 42
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 27
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 26
- 239000010754 BS 2869 Class F Substances 0.000 claims description 14
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 claims description 13
- 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 claims description 11
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 claims description 11
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims description 10
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 9
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 9
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 9
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 9
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 8
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 claims description 8
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 7
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 6
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical class [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000002184 metal Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 3
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical group [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims 2
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 claims 2
- BXXLFCILNZZFDH-UHFFFAOYSA-N ethenamine;morpholine Chemical class NC=C.C1COCCN1 BXXLFCILNZZFDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims 2
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 abstract 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 3
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010020649 Hyperkeratosis Diseases 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 1
- 125000005678 ethenylene group Chemical group [H]C([*:1])=C([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based 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
- 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
- C04B28/021—Ash cements, e.g. fly ash cements ; Cements based on incineration residues, e.g. alkali-activated slags from waste incineration ; Kiln dust cements
-
- 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
- C04B28/18—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 mixtures of the silica-lime type
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2201/00—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values
- C04B2201/20—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values for the density
-
- 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
-
- 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/928—Spacing slug or preflush fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Forbedrede herdbare punktfluidsammensetninger og fremgangsmåter er tilveiebrakt. De herdbare punktfluidsammensetningene består grunnleggende av en hydraulisk herdbar komponent bestående av flyveaske, et fluidtapskontrolladditiv, et gelstyrkeinhiberende additiv, et herderetarderende additiv og vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 12 til ca. 15 pund per gallon.
Description
Foreliggende oppfinnelse angår herdbare puriktfluidsarnrnensetninger og fremgangsmåter for anvendelse av sammensetningene ved sementering av brønner.
Hydrauliske sementsammensetninger anvendes ofte ved konstruksjon av olje- og gassbrønner. For eksempel blir hydrauliske sementsammensetninger anvendt i primære sementeringsoperasjoner hvorved rørstrenger slik som fåringsrør og forlengingsrør sementeres i borehullet. Ved utføring av primær sementering blir en hydraulisk sementsammensetning pumpet inn i rørrommet mellom veggene til et borehull og eksteriøroverflatene til rørstrengen anbrakt deri. S ementsammens etningen tillates å herde i rørrommet og danner dermed en ringformet kappe av herdet i det vesentlige impermeabel sement deri. Sementkappen støtter fysisk og posisjonerer rørstrengen i borehullet og binder eksteriøroverflatene til rørstrengen til veggene i borehullet hvorved uønsket migrasjon av fluider mellom soner eller formasjoner penetrert av borehullet hindres.
Et antall borefluider anvendes ved boring av brønner. De mest vanlig anvendte borefluidene er faste stoffer som inneholder vannbaserte geler som kan gis vekt ved partikulært vektmateriale slik som barytt. I løpet av boringen av borehullet blir borefluidet som anvendes sirkulert gjennom borerøret og borekronen og deretter oppover gjennom borehullet til overflaten. Borerfluidet smører borekronen og tar med seg borekaks til overflaten hvor borekaksen og gassen fjernes fra borefluidet. Mens borefluidene ikke er herdbare, herder de ikke til harde impermeable forseglende masser når statiske borefluider øker i gelstyrke over tid. Typisk, etter at et borehull er boret til ferdig dybde, blir borerøret og borekronen trukket ut av borehullet, og borefluidet blir igjen i borehullet for å tilveiebringe hydrostatisk trykk på permeable formasjoner penetrert av borehullet og hindrer dermed strøm av formasjonsfluider inn i borehullet.
Den neste operasjonen i fullføring av borehullet omfatter vanligvis å kjøre en rørstreng, for eksempel fåringsrør, inn i borehullet. Avhengig av dybden av borehullet og om det er problemer med å kjøre en rørstreng deri, kan borefluidet holde seg relativt statisk i borehullet i løpet av opp til 2 uker. I løpet av denne tiden vil det stagnerte borefluidet progressivt øke i gelstyrke hvorved porsjonene av borefluid i borehullet blir i økende grad vanskelig å erstatte.
Etter at rørstrengen er blitt kjørt inn i borehullet, er den neste operasjonen som utføres vanligvis primær sementering. Det betyr at rørstrengen anbrakt i borehullet sementeres ved å pumpe en sementsammensetning gjennom rørstrengen og inn i rørrommet mellom rørstrengen og veggene i borehullet hvorved borefluidet i rørrommet erstattes derfra med sementsammensetningen. Mens et antall teknikker er blitt utviklet for å forbedre erstatningen av borefluid fra rørrommet, hvis borefluidet har utviklet gelstyrke på grunn av at borefluidet har vært værende i borehullet i en lang tidsperiode, blir porsjonene av borefluid i borehullet omgått av sementsammensetningen. Siden borefluidet ikke er herdbart, dvs. det herder ikke til en tilstrekkelig fast masse til å motstå at formasjons-fluidene trenger inn og strømmer inn i borehullet, kommer formasjonsfluider inn og strømmer i borehullet som er svært uønsket.
Hittil er herdbare punktfluidsammensetninger blitt utviklet og anvendt i brønner for forskjellige formål som inkluderer tidlig erstatning av borerfluid fra borehullene. Imidlertid har de herdbare punktfluidene i teknikkens stand inkludert masovnslagg og andre hydrauliske komponenter som herder sakte ved relativt lave temperaturer, dvs. temperaturer lavere enn ca. 90°F (32,2°C). I tillegg er slagginnholdende herdbare punktfluider intolerante overfor sementsammensetnmgsforurensninger; dvs. hvis brønnsementen blandes med slike punktfluider, vil punktfluidiene herde prematurt. For å hindre en slagginneholdende punktfiuid fra prematur herding, må en svært sterk herderetardant tilsettes til punktfluidet og punktfluidet må separeres fra sementsammensetningen av et mellomromsfluid. Hvis innbyrdes blanding mellom sementsammensetningen og herderetardantpunktfluidet finner sted, kan sementsammensetningen hindres fra herding av den sterke herderetardanten i punktfluidet.
Således er det et behov for forbedrede herdbare punktfluidsammensetninger som kan anvendes for å unngå brønnsementeringsproblemer av typen beskrevet ovenfor i underjordiske temperaturer over 90°F (32,2°C).
Ifølge oppfinnelsen er det tilveiebrakt herdbare punktfluidsammensetninger og fremgangsmåter for anvendelse av sammensetningene ved brønnsementering ved temperaturer opp til ca. 150°F (65,6°C) som imøtekommer de ovenfor beskrevne behovene og overkommer svakhetene i litteraturen.
De herdbare punktfluidsammensetmngene ifølge oppfinnelsen er særpreget ved at de inbefatter: en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra gruppen som består av ASTM klasse C eller ekvivalent flygeaske og ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde;
et fluidtapskontrolladditiv;
et gelstyrkeinhiberende additiv;
et herderetarderende additiv; og
vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon).
Når mengden av vann som kreves i en herdbar punktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen for å oppnå en ønsket tetthet produserer fritt vann i sammensetningen, kan et fritt vann kontrollmiddel slik som bentonitt, amorf silika eller hydroksyetylcellulose inkluderes i sammensetningen for å omdanne fritt vann til en gel.
Fordi de herdbare punlctfluidsanmiensetningene ifølge oppfinnelsen er tolerante for brønnsementforurensninger, er ikke overskudd eller svært sterke herderetardanter nødvendig å inkludere i sanmiensetningene. Videre, når man erstatter en herdbar puriktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen med en brønnsementsammensetning, er det ikke nødvendig med et mellomromsfluid mellom punktfluidsammensetningen og brønnsementsammensetningen, og det er ikke nødvendig å anvende et mellomrom for å forbedre erstatningen til det herdbare punktfluidet siden eventuelt forbigått herdbart punktfluid vil herde med tiden.
Forbedrede fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen for sementering av en rørstreng slik som et foringsrør i et borehull som inneholder borefluid med en sementsammensetning består grunnleggende av trinnene med å fremstille en herdbar punktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen, pumpe den herdbare punktfluidsammensetningen inn i borehullet for å erstatte minst en del av borefluidet fra borehullet, hvorved borefluidet hindres fra å være igjen i borehullet og progressivt øke gelstyrken over tid deri, kjøre rørstrengen som skal sementeres inn i borehullet hvorved rørstrengen og borehullet i det minste delvis fylles med det herdbare punktfluidet, pumpe og anbringe sementsammensetningen gjennom rørstrengen og inn i rørrommet mellom rørstrengen og veggene til borehullet hvorved borefluidet og den herdbare punktfluidsammensetningen i rørstrengen og i rørrommet erstattes derfra unntatt deler av den herdbare punktfluidsammensetningen som er igjen i frakturene eller andre permeable soner i borehullet, og tillate at sementeammensetaingen i rørrommet og eventuell herdbar punktfluidsammensetning som er igjen i frakturene eller andre permeable soner herder til en hard impermeabel masse deri.
Det er derfor et generelt formål med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe forbedrede herdbare punktfluidsarmnensetninger og fremgangsmåter for anvendelse av sarnmensetningene ved sementering av brønner.
Andre og ytterligere formål, trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelsen vil være klart for fagmannen etter å lese beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer som følger.
De forbedrede herdbare punktfluidsammensetningene ifølge oppfinnelsen for anvendelse ved sementering av brønner ved temperaturer opp til ca. 150°F (65,6°C) består grunnleggende av en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra ASTM klasse C eller ekvivalent flygeaske eller ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde, et fluidtapskontrolladditiv for å hindre tap av vann fra sammensetningen til permeable underjordiske formasjoner, et gelstyrkeinhiberende additiv for å hindre sammensetningen å oppnå gelstyrke i en til å begynne med relativt lang tidsperiode, et herderetarderende additiv for å forsinke herdingen av sammensetningen til en hard impermeabel masse i en relativt lang tidsperiode og vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon).
Begrepet "herdbar(e) punktfluidsarnmensetning(er)" blir anvendt heri for å bety et fluid som over tid vil herde til en impermeabel masse som har tilstrekkelig sammen-presningsstyrke til å hindre uønsket inntrengning og strømning av formasjonsfluider inn i borehullet, men som ikke herder i løpet av en ønskelig, relativt lang tidsperiode i området fra ca. 2 dager til ca. 2 uker eller mer. I løpet av denne tiden kan en rørstreng, f. eks. foringsrør, plasseres i borehullet og vanlige sementeringsoperasjoner kan fullføres.
Flygeaske fremstilles ved forbrenning av pulverisert kull med en tvungen luft-sirkulasjon. Flygeasken som bæres av flygassene utvinnes for eksempel ved elektro-statiske presipitatorer. ASTM klasse C eller flygeasken inneholder både silika og kalk, og når den blandes med vann, dannes en sementholdig blanding som herder til en hard impermeabel masse, dvs. kalsiumsilikathydrat. Klasse F flygeaske inneholder ikke kalk, og en kalsiumionekilde er påkrevet for at den skal danne en sementholdig sammensetning med vann. Generelt blir kalk blandet med klasse F eller ekvivalent flygeaske i en mengde i området fra ca. 0 til ca, 25 vekt-% av flygeaske. Av de to formene flygeaske som er kommersielt tilgjengelig, dvs. ASTM klasse C eller ASTM klasse F, er ASTM klasse F sammen med kalk foretrukket anvendt i henhold til den foreliggende oppfinnelsen.
Et antall fluidtapskontrolladditiver kan anvendes ifølge oppfinnelsen som er kjente for fagmannen. Et foretrukket slikt fluidtapskontrolladditiv er en podet polymer som har en ryggrad utvalgt fra gruppen som består av lignin, lignitt og deres salter og podede grupper av minst én av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril eller N,N-dimetylakrylamid eller deres salter. De ovenfor beskrevne fluidtapsadditivene er beskrevet i detalj i US-patent nr. 4.676.317 til Fry et al., 30. juni 1987, som er innbefattet heri med referanse. Et annet slikt fluidtapskontrolladditiv for anvendelse ifølge oppfinnelsen er et randomisert polymerisasjonsprodukt av to eller tre forskjellige vinyhnneholdende monomerer som inkluderer et vinylamidmorfohnderivat. Et slikt fluidtapskontrolladditiv er beskrevet i detalj i US-patent nr. 5.988.279 til Udarbe et al., 23. november 1999, som er innbefattet heri med referanse. Av de ovenfor beskrevne fluidtapskontrolladditivene er en podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakryl-amid eller deres salter mest foretrukket. Fluidtapskontrolladditivet som anvendes er inkludert i en forbedret herdbar punktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen i en generell mengde på fra ca. 0,1 til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i den herdbare punktfluidsammensetningen, mer foretrukket i en mengde i området fra ca. 0,4% til ca. 0,75%.
Gelstyrkeinhiberende additiver anvendelige ifølge oppfinnelsen som også fungerer til å redusere fluidtap er foretrukket utvalgt fra kopolymerer og kopolymersalter av N,N-dimetylakrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre. Disse fluidtapskontrolladditivene er beskrevet i US-patent nr. 4.555.269 til Rao et al., 26. november 1985, som er innbefattet heri med referanse. Det gelstyrkeinhiberende additivet som anvendes inkluderes generelt i en herdbar punktfluidsammensetning ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 0,1 til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen, mer foretrukket i en mengde i området fra ca. 0,4% til ca. 0,75%.
Det herderetarderende additivet er foretrukket utvalgt fra ammonium, alkalimetall, jordalkalimetall eller andre metallsalter av sulfoalkylert lignin. Slike herderetarderende additiver er beskrevet i detalj i US-patent nr. Re. 31.190 gjentildelt til Detroit et al., 29. mars 1983, som er innbefattet heri med referanse. Det mest foretrukne herderetarderende additivet av denne typen er kalsiumsaltet av sulfometylert lignin. Det herderetarderende additivet inkluderes i en herdbar puriktfluidsarnmensetaing ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2 vekt-% av hydraulisk herdbar komponent i sammensetningen.
Som nevnt, kan vannet som anvendes i de herdbare punktfluidsammensetningene ifølge oppfinnelsen være ferskvann eller saltvann avhengig av den bestemte tettheten til sammensetningen som kreves. Begrepet "saltvann" slik det anvendes heri er ment umettet saltvann eller mettet saltvann som inkluderer saltoppløsning og sjøvann. Vannet inkluderes i de herdbare punktfluidsammensetningene ifølge oppfinnelsen tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca.
15 pund per gallon).
For å hindre tilstedeværelsen av fritt vann i de herdbare punktfluidsammensetningene, kan et fritt vann kontrolladditiv utvalgt fra bentonitt, amorf silika og hydroksyetylcellulose inkluderes i sammensetningene. Av de foregående fritt vann kontroll-additivene er bentonitt foretrukket. Når det anvendes, er fritt vann kontrolladditivet til stede i sammensetningen ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra ca. 1 vekt-% til ca. 5 vekt-% av hydraulisk herdbar komponent i sammensetningene.
Den mest foretrukne herdbare punktfluidsammensetningen ifølge oppfinnelsen består av hydraulisk herdbar sement som innbefatter ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske; hydratisert kalle til stede i sarmnensetningen i en mengde på ca. 5 vekt-% av hydraulisk herdbar komponent i sammensetningen; et fluidtapskontrolladditiv som består av podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-akrylamido-2-metyl-propansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,4 vekt-% til ca. 0,75 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; et gelstyrkeinhiberende additiv som innbefatter en kopolymer av N,N-dimetylakrylamid og 2-akrylamido-2-metyl-propansulfonsyre til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,4 vekt-% til ca. 0,75 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sanmiensetningen; et herderetarderende additiv som innbefatter kalsiumsaltet av et sulfometylert lignin til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; og vann utvalgt fra gruppen som består av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon).
Sammensetningen ovenfor kan også inkludere et fritt vann kontrolladditiv bestående av bentonitt til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 2 vekt-% til ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sarnmensetningen.
I henhold til fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen, når et borehull bores til full dybde og før borefluidet i borehullet har hatt en sjanse til å oppnå tilstrekkelig gelstyrke, blir borefluidet i det minste delvis erstattet med en forbedret herdbar punktfluidsammen-setnhig ifølge oppfinnelsen. Borefluidet blir vanligvis erstattet med den herdbare punktfluidsammensetningen til et nivå over de delene av borehullet som inneholder frakturer, druserom (vugs) og andre permeable områder eller soner. Punktfluidsammensetningen øker ikke gelstyrken med tiden som borefluidet, og er enkel å erstatte etter at den er blitt statisk i borehullet i lang tid, f. eks. en tidsperiode opp til ca. to uker. Fordi borehullet ikke har en sjanse til å øke i gelstyrke og fordi borerøret inkluderer stor diameter borekranser og lignende som forårsaker høy annular hastighet, blir erstatning av borefluidet oppnådd ved den herdbare punktfluidsammensetningen ifølge oppfinnelsen.
Etter at borehullet i det minste delvis er fylt med punktfliiidsammensetningen, blir rørstrengen som skal sementeres kjørt inn i borehullet. Avhengig av hvor mye borefluid som tidligere er blitt erstattet, og hvis rørstrengen ikke flyter inn i borehullet mens den fylles med punktfluidsammensetning, vil noe borefluid bli igjen i rørstrengen. Når brønnsementsammensetningen blir pumpet gjennom rørstrengen inn i rørrommet, blir borefluidet og punktfluidsammensetningen i rørstrengen og rørrommet erstattet foran brømsementsammensetningen. Fordi rørrommet inneholder punktfluidsammensetningen, vil eventuell borefluid som kommer inn i rørrommet ikke ha tid til å øke i gelstyrke deri og vil enkelt erstattes derfrå av brønnsementsammensetningen. Den herdbare punktfluidsammensetningen, hvis til stede, som er igjen i frakturene eller andre permeable områder eller soner i borehullet vil til slutt herde og dermed hindre innstrømning av formasjonsfluider i rørrommet.
Således er en forbedret fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen for sementering av en rørstreng i et borehull som inneholder borefluid med en boresementsammensetning særpreget ved at den innbefatter følgende trinn:
(a) fremstille en herdbar punktfluidsammensetning innbefattende en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra gruppen som består av ASTM klasse C eller lignende flygeaske og ASTM klasse F eller lignende flygeaske sammen med en kalsiumkilde, et fluidtapskonti-olladditiv, et gelstyrkeinhiberende additiv, et herderetarderende additiv og vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca, 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon); (b) pumpe den herdbare punktfluidsammensetningen inn i borehullet for å fordrive minst en del av borefluidet ut av borehullet og dermed hindre borefluidet fra å være igjen i frakturer eller andre permeable soner i borehullet og progressivt øke i gelstyrke over tid deri; (c) kjøre rørstrengen som skal sementeres inn i borehullet hvorved rørstrengen og borehullet i det minste delvis blir fylt med det herdbare punktfluidet; (d) pumpe og fortrenge sementsammensetningen gj ennom rørstrengen og inn i rørrommet mellom rørstrengen og veggene til borehullet hvorved borefluidet og den herdbare punktfluidsammensetningen i rørstrengen og rørrommet blir fortrengt derfra unntatt deler av det herdbare punktfluidsammensetningen som kan være igjen i frakturer eller andre permeable soner deri; og (e) tillate at sementsammensetningen i rørrommet og eventuell herdbar punktfluidsammensetning som er igjen i frakturene eller andre permeable soner deri herder til en hard impermeabel masse deri.
For å illustrere sammensetningene og fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen er følgende eksempel gitt.
Eksempel
Et basis herdbart punktfluid uten additiver ble fremstilt bestående av 33,6 kg (74 pund) ASTM klasse F flygeaske, 1,7 kg (3,7 pund) kalk (5 vekt-% av flygeaske) og 17,41 (4,59 gallon) syntetisk sjøvann. Den resulterende slurryen har en tetthet på 1,65 kg/l (13,8 pund per gallon). Et fluidtapskontrolladditiv, et gelstyrkeinhiberende additiv og et herderetarderende additiv ble tilsatt til første og andre testporsjon av basis-slurryen i forskjellige mengder. Et fritt vann kontrollmiddel ble også tilsatt til den første porsjonen. Reologien til den første og andre testporsjonen ble bestemt ved anvendelse av et Fann viskometer i henhold til standard testprosedyrene fremsatt i API Specification For Material And Testing For Well Cements. API RP 10B, 21. utgave datert 1. september 1991, til American Petroleum Institute, Washington D.C. Herdbare punktfluidsammensetningstesten og testresultatene er fremsatt i Tabell I nedenfor. Fra Tabell I fremgår det at de herdbare punktflm^sairmiensetningene som ble testet hadde gode reologier for funksjonene som erstatningsfluider.
De herdbare punktfluidsammemetningene gitt i Tabell I ble testet for gelstyrke ved 80°F (26,7°C) over tid, fluidtap ved 80°F (26,7°C) og herdetid ved 150°F (65,6°C). Testresultatene fra disse testene er fremsatt i Tabell II nedenfor. Fra Tabell II fremgår det at gelstyrkene til de testede herdbare punktfluidsammensetningene forholdt seg stabile, sammensetningene hadde lavt fluidtap og sammensetningene herdet ikke i løpet av 11 dager.
Således er den foreliggende oppfinnelsen godt egnet for å oppnå de formål og fordeler nevnt så vel som de som er iboende deri. Fordi et antall forandringer kan gjøres av fagmannen, er slike forandringer innbefattet innenfor omfanget av den foreliggende oppfinnelsen som definert ved de vedlagte krav.
Claims (22)
1.
En forbedret herdbar punktfliudsammenserriing for anvendelse ved sementering av brønner,karakterisert vedat den innbefatter: en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra gruppen som består av ASTM klasse C eller ekvivalent flygeaske og ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde; et fluidtapskontrolladditiv; et gelstyrkeinhiberende additiv; et herderetarderende additiv; og varm utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i området fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon).
2.
Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte hydrauliske herdbare komponent er ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde.
3.
Sammensetning ifølge krav 2,karakterisert vedat nevnte kalsiumkilde er hydratisert kalk.
4.
Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte fluidtapskontrolladditiv er utvalgt fra gruppen som består av en podet polymer som har en ryggrad utvalgt fra gruppen som består av lignin, hgnitt eller deres salter og minst én podet gruppe av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril eller N,N-dimetylakiylamid eller deres salter og et randomisert polymerisasjonsprodukt av to eller tre forskjellige vinylinneholdende monomerer som inkluderer et vinylamidmorfolinderivat.
5.
Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte fluidtapskontrolladditiv er en podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-alo7larmdo-2-metylpropansulfonsyre)akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter og er til stede i sammensetningen i en mengde i omradet fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
6.
Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte gelstyrkeinhiberende additiv er utvalgt fra gruppen som består av kopolymerer og kopolymersalter av N,N-dimetylakrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfon-syre og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
7.
Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte herderetarderende additiv er utvalgt fra gruppen som består av ammonium, alkalimetall, jordalkalimetall og andre metallsalter av et sulfoalkylert Ugnin.
8.
Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte herderetarderende additiv er kalsiumsaltet av et sulfometylert lignin og er til stede i sarmnensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca, 2 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
9.
Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat den videre innbefatter et fritt vann kontrolladditiv utvalgt fra gruppen som består av bentonitt, amorf silika og hydroksyetylcellulose.
10.
Sammensetning ifølge krav 9,karakterisert vedat fritt vann kontrolladditivet er bentonitt til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 1 vekt-% til ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
11.
Sammensetning ifølge krav 1,karakterisert vedat: nevnte hydrauliske herdbare komponent er ASTM klasse F flygeaske sammen med hydratisert kalk til stede i sammensetningen i en mengde på ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; nevnte fluidtapskontrolladditiv består av en podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,4 vekt-% til ca. 0,75 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; nevnte gelstyrkeinhiberende additiv består av en kopolymer av N,N-dimetyl-akrylamid og 2-alCTylamido-2-metylpropansulfonsyre til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,4 vekt-% til ca. 0,75 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen; og nevnte herderetarderende additiv består av kalsiumsaltet av et sulfometylert lignin til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
12.
Sammensetning ifølge krav 11,karakterisert vedat den videre innbefatter et fritt vann kontrolladditiv som består av bentonitt til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 2 vekt-% til ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
13.
En forbedret fremgangsmåte for sementering av en rørstreng i et borehull som inneholder borefluid med en sementsammensetning,karakterisert vedat den innbefatter følgende trinn: (a) fremstille en herdbar punktfluidsammensetning innbefattende en hydraulisk herdbar komponent utvalgt fra gruppen som består av ASTM klasse C eller lignende flygeaske og ASTM klasse F eller lignende flygeaske sammen med en kalsiumkilde, et fluidtapskontrolladditiv, et gelstyrkeinhiberende additiv, et herderetarderende additiv og vann utvalgt fra gruppen av ferskvann og saltvann til stede i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry som har en tetthet i omradet fra ca. 1,4 til ca. 1,8 kg/l (ca. 12 til ca. 15 pund per gallon); (b) pumpe den herdbare punktfluidsarnmensemirigen inn i borehullet for å fordrive minst en del av borefluidet ut av borehullet og dermed hindre borefluidet fra å være igjen i frakturer eller andre permeable soner i borehullet og progressivt øke i gelstyrke over tid deri; (c) kjøre rørstrengen som skal sementeres inn i borehullet hvorved rørstrengen og borehullet i det minste delvis blir fylt med det herdbare punktfluidet', (d) pumpe og fortrenge sementsammensetningen gjennom rørstrengen og inn i rørrommet mellom rørstrengen og veggene til borehullet hvorved borefluidet og den herdbare punktfluidsammensetningen i rørstrengen og rørrommet blir fortrengt derfra unntatt deler av den herdbare punktfluidsammensetningen som kan være igjen i frakturer eller andre permeable soner deri; og (e) tillate at sementsammensetningen i rørrommet og eventuell herdbar punktfluid-sanmensetnhig som er igjen i frakturene eller andre permeable soner deri herder til en hard impermeabel masse deri.
14.
Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte hydrauliske herdbare komponent i den herdbare punktfluidsammensetningen er ASTM klasse F eller ekvivalent flygeaske sammen med en kalsiumkilde.
15.
Fremgangsmåte ifølge krav 14,karakterisert vedat nevnte kalsiumkilde i den herdbare punktfluidsammensetningen er kalk.
16.
Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte fluidtapskontrolladditiv i den herdbare punktfluidsammensetningen er utvalgt fra gruppen som består av en podet polymer som har en ryggrad utvalgt fra gruppen som består av lignin, lignitt og deres salter og minst én podet gruppe av 2-akrylamido-2- metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylarnid eller deres salter og et randomisert polymerisasjonsprodukt av to eller tre forskjellige vinylinneholdende monomerer som inkluderer et vinylamidmorfolinderivat.
17.
Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte fluidtapskontrolladditiv i den herdbare punktfluidsammensetningen er en podet polymer som har en ryggrad av lignitt og podede grupper av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylonitril og N,N-dimetylakrylamid eller deres salter og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
18.
Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte gelstyrkeinhiberende additiv i den herdbare punktfluidsammensetningen er utvalgt fra gruppen som består av kopolymerer og kopolymersalter av N,N-dimetyl-akrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 1 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
19.
Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte herderetarderende additiv i den herdbare punktfluidsammensetningen er utvalgt fra gruppen som består av ammonium, alkalimetall, jordalkalimetall og andre metallsalter av et sulfoalkylert lignin.
20.
Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat nevnte herderetarderende additiv i den herdbare punkrflmdsammensetningen er kalsiumsaltet av et sulfometylert lignin og er til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 0,1 vekt-% til ca. 2 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
21.
Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat sammensetningen videre innbefatter et fritt vann kontrolladditiv utvalgt fra gruppen som består av bentonitt, amorf silika og hydroksyetylcellulose.
22.
Fremgangsmåte ifølge krav 21,karakterisert vedat nevnte fritt vann kontrolladditiv er bentonitt til stede i sammensetningen i en mengde i området fra ca. 1 vekt-% til ca. 5 vekt-% av den hydrauliske herdbare komponenten i sammensetningen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/465,483 US6138759A (en) | 1999-12-16 | 1999-12-16 | Settable spotting fluid compositions and methods |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20005828D0 NO20005828D0 (no) | 2000-11-17 |
NO20005828L NO20005828L (no) | 2001-06-18 |
NO331583B1 true NO331583B1 (no) | 2012-01-30 |
Family
ID=23847991
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20005828A NO331583B1 (no) | 1999-12-16 | 2000-11-17 | Herdbar punktfluidsammensetning og fremgangsmate for sementering av bronner |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6138759A (no) |
EP (1) | EP1112985B1 (no) |
BR (1) | BR0003382A (no) |
CA (1) | CA2314816C (no) |
DE (1) | DE60016550T2 (no) |
MX (1) | MXPA00007641A (no) |
NO (1) | NO331583B1 (no) |
Families Citing this family (110)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6668929B2 (en) | 2000-07-26 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
US6315042B1 (en) * | 2000-07-26 | 2001-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil-based settable spotting fluid |
US6716282B2 (en) | 2000-07-26 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable spotting fluid compositions for cementing wells |
US6666268B2 (en) | 2000-07-26 | 2003-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and oil-based settable drilling fluid compositions for drilling and cementing wells |
US7066284B2 (en) | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
US6770604B2 (en) * | 2002-02-08 | 2004-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature viscosifying and fluid loss controlling additives for well cements, well cement compositions and methods |
AU2003219790A1 (en) * | 2002-02-20 | 2003-09-09 | Flowable Fill, Ltd. | Controlled low strength flowable fill composition |
US6644405B2 (en) * | 2002-03-21 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods |
US7544640B2 (en) | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
US7140439B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing remedial compositions |
US7150321B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing settable spotting fluids |
US7048053B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite compositions having enhanced compressive strength |
US7147067B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing drilling fluids |
US6964302B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
US7140440B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss additives for cement slurries |
US7344592B2 (en) * | 2003-03-10 | 2008-03-18 | Flowable Fill, Ltd. | Controlled low strength flowable fill composition with iron chelating compounds |
US6908508B2 (en) | 2003-06-04 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable fluids and methods for use in subterranean formations |
US7198104B2 (en) * | 2003-08-12 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean fluids and methods of cementing in subterranean formations |
US7147056B2 (en) * | 2003-08-12 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean fluids and methods of using these fluids in subterranean formations |
US7448450B2 (en) | 2003-12-04 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and cementing with fluids containing zeolite |
US7413014B2 (en) * | 2003-12-19 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed fly ash cement compositions and methods of cementing |
US20060272819A1 (en) * | 2004-01-16 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents, and associated methods |
US20050155763A1 (en) * | 2004-01-16 | 2005-07-21 | Reddy B. R. | Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use |
US7156174B2 (en) | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
US6981491B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-01-03 | Siemens Vdo Automotive Corporation | Coupling valve structure for fuel supply module |
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 |
US7607482B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles |
US7290612B2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for reverse circulation cementing a casing in an open-hole wellbore |
US7252147B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods and systems for initiating fluid flow with reduced pumping pressure |
US7290611B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for cementing wells that lack surface casing |
US7297664B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor |
US7259130B2 (en) * | 2004-08-03 | 2007-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-on demand, ester-based wellbore fluids and methods of using the same |
US7128149B2 (en) * | 2004-08-24 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for improved fluid displacement in subterranean formations |
US7322412B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
US7182137B2 (en) | 2004-09-13 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementitious compositions containing interground cement clinker and zeolite |
US7111684B2 (en) * | 2004-09-14 | 2006-09-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean fluids having improved environmental characteristics and methods of using these fluids in subterranean formations |
US7219733B2 (en) * | 2004-09-29 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite compositions for lowering maximum cementing temperature |
US7284608B2 (en) * | 2004-10-26 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
US7303014B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing strings and methods of using such strings in subterranean cementing operations |
US7303008B2 (en) | 2004-10-26 | 2007-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations |
US7270183B2 (en) | 2004-11-16 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing methods using compressible cement compositions |
US7201798B2 (en) * | 2005-05-05 | 2007-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations |
US20060249289A1 (en) * | 2005-05-05 | 2006-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations |
JP2007018198A (ja) * | 2005-07-06 | 2007-01-25 | Sony Corp | リンク情報付きインデックス情報生成装置、タグ情報付き画像データ生成装置、リンク情報付きインデックス情報生成方法、タグ情報付き画像データ生成方法及びプログラム |
US7341106B2 (en) * | 2005-07-21 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss |
US7350576B2 (en) * | 2005-08-17 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing subterranean formations using rapid setting plugging compositions |
US7544641B2 (en) * | 2005-08-17 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations |
US20090188312A1 (en) * | 2005-08-24 | 2009-07-30 | Sears Dealy T | Apparatus and Methods for Improved Fluid Compatibility in Subterranean Environments |
US8403045B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
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 |
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 |
US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
US7395860B2 (en) | 2005-09-09 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using foamed settable compositions comprising cement kiln dust |
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 |
US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating spacer fluids 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 |
US7478675B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods |
US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
US7335252B2 (en) | 2005-09-09 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
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 |
US8522873B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US7607484B2 (en) | 2005-09-09 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use |
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 |
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 |
US7353870B2 (en) | 2005-09-09 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
US7077203B1 (en) | 2005-09-09 | 2006-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust |
US8505629B2 (en) | 2005-09-09 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed 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 |
US8281859B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size |
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 |
US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
US7174962B1 (en) | 2005-09-09 | 2007-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust |
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 |
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 |
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 |
US8333240B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
US7357181B2 (en) * | 2005-09-20 | 2008-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for autofill deactivation of float equipment and method of reverse cementing |
US20070089678A1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-04-26 | Petstages, Inc. | Pet feeding apparatus having adjustable elevation |
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 |
US7533729B2 (en) | 2005-11-01 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse cementing float equipment |
US7296626B2 (en) | 2005-11-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid additive for reducing water-soluble chromate |
US7284609B2 (en) | 2005-11-10 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US7199086B1 (en) | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US7392840B2 (en) * | 2005-12-20 | 2008-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and means to seal the casing-by-casing annulus at the surface for reverse circulation cement jobs |
JP4410195B2 (ja) * | 2006-01-06 | 2010-02-03 | 株式会社東芝 | 半導体装置及びその製造方法 |
US20070201305A1 (en) * | 2006-02-27 | 2007-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for centralized proppant storage and metering |
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 |
US7575055B2 (en) * | 2006-07-05 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable nonaqueous cement slurries and methods of using same |
US7597146B2 (en) * | 2006-10-06 | 2009-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completion of well bores |
US7533728B2 (en) | 2007-01-04 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ball operated back pressure valve |
US7576040B2 (en) * | 2007-01-11 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives |
US7523784B2 (en) | 2007-01-11 | 2009-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations |
US7360598B1 (en) | 2007-02-05 | 2008-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc, | Method of using lignite grafted fluid loss control additives in cementing operations |
US7388045B1 (en) | 2007-02-05 | 2008-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising lignite grafted fluid loss control additives |
US20080196889A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Daniel Bour | Reverse Circulation Cementing Valve |
US7614451B2 (en) | 2007-02-16 | 2009-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for constructing and treating subterranean formations |
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 |
US9199879B2 (en) | 2007-05-10 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Serives, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
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 |
US8586512B2 (en) | 2007-05-10 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions and methods utilizing nano-clay |
US7654324B2 (en) | 2007-07-16 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse-circulation cementing of surface casing |
WO2015167517A1 (en) * | 2014-04-30 | 2015-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Red mud solids in spacer fluids |
US11225596B2 (en) * | 2019-09-25 | 2022-01-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Combination of fluid loss control additive and lost circulation materials to control losses in formation |
Family Cites Families (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US31190A (en) * | 1861-01-22 | Improvement in harpoon-guns | ||
US2815294A (en) * | 1954-12-22 | 1957-12-03 | Jules E Havelin | Stabilized soil |
US3876005A (en) * | 1972-01-24 | 1975-04-08 | Halliburton Co | High temperature, low density cementing method |
USRE31190E (en) | 1976-02-02 | 1983-03-29 | Halliburton Company | Oil well cementing process |
US4210457A (en) * | 1978-10-12 | 1980-07-01 | W. R. Grace & Co. | Portland cement-fly ash-aggregate concretes |
US4470463A (en) * | 1983-01-27 | 1984-09-11 | The Dow Chemical Company | Well treating process and composition |
US4555269A (en) * | 1984-03-23 | 1985-11-26 | Halliburton Company | Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions |
US4671357A (en) * | 1984-09-28 | 1987-06-09 | Exxon Production Research Co. | Method of cementing a casing in a borehole |
JPH0611659B2 (ja) * | 1986-02-14 | 1994-02-16 | 宇部興産株式会社 | 低吸水性人工軽量骨材の製造方法 |
US4676317A (en) * | 1986-05-13 | 1987-06-30 | Halliburton Company | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations |
FR2623221B1 (fr) * | 1987-11-13 | 1991-11-29 | Bonier Sahuc Monique | Produit stabilisateur des sols en place et methode de mise en oeuvre |
US4997484A (en) * | 1987-12-11 | 1991-03-05 | Lone Star Industries, Inc. | Hydraulic cement and composition employing the same |
US5028271A (en) * | 1989-07-05 | 1991-07-02 | Nalco Chemical Company | Vinyl grafted lignite fluid loss additives |
US5464060A (en) * | 1989-12-27 | 1995-11-07 | Shell Oil Company | Universal fluids for drilling and cementing wells |
US5327968A (en) * | 1992-12-30 | 1994-07-12 | Halliburton Company | Utilizing drilling fluid in well cementing operations |
US5383521A (en) * | 1993-04-01 | 1995-01-24 | Halliburton Company | Fly ash cementing compositions and methods |
US5337824A (en) * | 1993-06-28 | 1994-08-16 | Shell Oil Company | Coal slag universal fluid |
US5355955A (en) * | 1993-07-02 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Cement set retarding additives, compositions and methods |
US5415230A (en) * | 1994-01-21 | 1995-05-16 | Baroid Technology, Inc. | Method and combination for materials for releasing a stuck pipe |
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 |
US5501277A (en) * | 1995-03-06 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Combating lost circulation during the drilling of wells |
US5711383A (en) * | 1996-04-19 | 1998-01-27 | Halliburton Company | Cementitious well drilling fluids and methods |
US5909774A (en) * | 1997-09-22 | 1999-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods |
US5988279A (en) * | 1997-11-05 | 1999-11-23 | Fritz Industries, Inc. | Method for control of fluid loss and gas migration in well cementing |
-
1999
- 1999-12-16 US US09/465,483 patent/US6138759A/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-08-02 CA CA 2314816 patent/CA2314816C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-04 DE DE2000616550 patent/DE60016550T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-04 EP EP20000306660 patent/EP1112985B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-08-04 MX MXPA00007641A patent/MXPA00007641A/es active IP Right Grant
- 2000-08-07 BR BR0003382A patent/BR0003382A/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-11-17 NO NO20005828A patent/NO331583B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1112985B1 (en) | 2004-12-08 |
BR0003382A (pt) | 2001-09-18 |
CA2314816A1 (en) | 2001-06-16 |
CA2314816C (en) | 2006-10-17 |
EP1112985A2 (en) | 2001-07-04 |
MXPA00007641A (es) | 2002-08-20 |
US6138759A (en) | 2000-10-31 |
DE60016550D1 (de) | 2005-01-13 |
NO20005828L (no) | 2001-06-18 |
DE60016550T2 (de) | 2005-04-21 |
NO20005828D0 (no) | 2000-11-17 |
EP1112985A3 (en) | 2001-10-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO331583B1 (no) | Herdbar punktfluidsammensetning og fremgangsmate for sementering av bronner | |
CA2353771C (en) | Oil-based settable spotting fluid | |
US7284609B2 (en) | Methods of using settable spotting compositions comprising cement kiln dust | |
US7199086B1 (en) | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust | |
CA2322937C (en) | Cementing wells with crack and shatter resistant cement | |
US7204310B1 (en) | Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust | |
US7338923B2 (en) | Settable drilling fluids comprising cement kiln dust | |
US20030000423A1 (en) | Lightweight well cement compositions and methods | |
NO326816B1 (no) | Sementholdige bronnborevaesker og fremgangsmate til boring av en underjordisk formasjon | |
EP0712816A1 (en) | Set retarded downhole cement composition | |
WO2007132212A2 (en) | Servicing a wellbore with an aqueous based fluid comprising a clay inhibitor | |
US20220098467A1 (en) | Combination of Fluid Loss Control Additive and Lost Circulation Materials to Control Losses in Formation | |
US8124569B2 (en) | Control of the properties of cement slurries of normal densities with optimized polymers combination | |
US8997866B2 (en) | Cement compositions comprising lignite-based grafted copolymers and methods of use | |
US3197316A (en) | Method of cementing a well | |
CA2971557C (en) | Drilling fluid for coal formations | |
US11453816B2 (en) | Accelerated cement compositions and methods for treating lost circulation zones | |
NO337272B1 (no) | Lettvekts sementblanding og fremgangsmåte for sementering i underjordisk sone penetrert av borebrønn | |
DK177670B1 (da) | Fremgangsmåder til cementering med letvægtscementsammensætninger | |
EP1945733B1 (en) | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust and methods of using them |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |