NO336470B1 - Sementeringsblandinger og bruk av slike blandinger for sementering av brønner eller lignende - Google Patents
Sementeringsblandinger og bruk av slike blandinger for sementering av brønner eller lignendeInfo
- Publication number
- NO336470B1 NO336470B1 NO20021587A NO20021587A NO336470B1 NO 336470 B1 NO336470 B1 NO 336470B1 NO 20021587 A NO20021587 A NO 20021587A NO 20021587 A NO20021587 A NO 20021587A NO 336470 B1 NO336470 B1 NO 336470B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- particles
- cementing
- cement
- mixture according
- less
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 48
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 64
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 62
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 16
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 12
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 10
- -1 polypropylene Polymers 0.000 claims description 10
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims description 10
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 10
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 9
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims description 9
- 239000011019 hematite Substances 0.000 claims description 8
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 claims description 8
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 7
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 claims description 3
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 claims description 2
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 claims description 2
- CHRJZRDFSQHIFI-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.C=CC1=CC=CC=C1C=C CHRJZRDFSQHIFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 17
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 5
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 4
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 3
- 235000012245 magnesium oxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical class [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000012669 compression test Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000007572 expansion measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920000417 polynaphthalene Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002847 sound insulator Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- 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
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)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse omhandler teknikker for olje, gass, vann eller geotermiske brønner eller lignende. Mer spesifikt omhandler oppfinnelsen sementeringsblandinger som er spesielt egnet til sementering av soner som er utsatte for ekstreme statiske eller dynamiske spenninger.
Generelt sett, en brønn som er over noen få hundre meter dyp er foret og ringrommet mellom den underjordiske formasjonen og foringen er sementert i hele eller delen av dens dybde. Sementering forhindrer hovedsaklig utveksling av fluider mellom de forskjellige lagene i formasjonen som hullet går igjennom og kontrollerer inntregningen til brønnen, og forhindrer spesielt inntregning av vann. I produksjonssoner er foringen og sementeringen av formasjonen perforert i en høyde på flere centimeter.
Sementen som er plassert i ringrommet til en oljebrønn er utsatt for et antall spenninger gjennom levetiden til brønnen. Trykket på innsiden til foringen kan øke eller avta fordi fluidet som har fylt den opp kan forandre seg, eller på grunn av at ekstra trykk er påsatt brønnen, eksempelvis når borefluidet blir byttet ut med et kompletteringsfluid, eller under en stimuleringsoperasjon. En endring i temperaturen danner også spenninger i sementen, i det minste under en overgangsperiode før stålet og sementen når likevekt for temperaturene. I de fleste av tilfellene ovenfor er spenningsprosessen tilstrekkelig langsom for at den kan behandles som et statisk prosess, og i noen tilfeller kan kreftene være tilstrekkelig store for å skade foringen. Sementen blir også utsatt for andre spenninger som er av dynamisk natur, enten fordi de er frembrakte over en svært kort periode eller fordi de enten er periodiske eller gjentagende i sin natur. Perforering danner et overtrykk på flere hundre bar på innsiden av brønnen som brer seg ut i form av en sjokkbølge. Videre danner perforeringen et sjokk idet prosjektilene trenger igjennom sementen og at sjokk utsetter den sonen som omslutter hullet for store krefter over en dybde på flere hundre meter.
En videre prosess som nå er rutine i oljebrønnoperasjoner og som skaper dynamiske spenninger i sementen, er åpningen av et vindu i foringen som allerede er sementert for å danne en flergrenet sidegående brønn. Valsing av stålet over en dybde på flere hundre meter etterfulgt av boring av en sidegående brønn som utsetter sementen for sjokk og vibrasjoner som vanligvis danner skader som ikke kan repareres.
Foreliggende oppfinnelse forsøker å frembringe en ny sammensetning i særdeleshet for sementering av soner av oljebrønner eller lignende som er utsatte for ekstreme statiske eller dynamiske spenninger.
En artikkel presentert på SPEs (Society of Petroleums Engineers) årlige tekniske konferanse og utstilling i 1997, Marc Thiercelin m.fl. (SPE 38598, 5-8 oktober 1997), og fransk patentsøknad FR A 97 11821 datert 23. september 1997, demonstrerer at faren for sprekking av en sementmuffe avhenger av de termoelastiske egenskapene til foringen, til sementen, og formasjonen som omslutter brønnen. En detaljert analyse av mekanismene som forårsaker sprekking av en sementmuffe har vist at faren for sprekking av en sementmuffe påfølgende en økning i trykket og/eller temperaturen i brønnen er i direkte sammenheng med strekkstyrken i sementen og er dempet når forholdet til strekkstyrken RT til sementen og dens Youngs modul E blir økt.
Youngs modul er kjent for å karakterisere fleksibiliteten til et materiale. For å øke Rj/E forholdet, er det fordelaktig å velge materialer med lav Youngs modul, med andre ord å velge svært bøyelige materialer.
En annen kjent måte for å øke bøyeligheten til herdet sement er å redusere tettheten til råslammet med å spe denne ut med vann. Likevel, dette fører til at stabiliteten til råslammet blir redusert, spesielt i forbindelse med separering av fasene til fast stoff og væske. Slike fenomen kan selvsagt bli delvis bli kontrollert ved å tilføre materialer slik som natriumsilikat, men permeabiliteten til den herdede sementen er likefullt svært høy som igjen betyr at den ikke kan tilfredstille den primære funksjon som er isolering av sonene for å forhindre fluidinntregning, eller det kan i det minste ikke garantere noen isolasjon over en lengre periode.
Videre har utvannet sement svakere styrke, spesielt lavere sjokkmotstand noe som utgjør et klart handikapp for sement tiltenkt for bruk i soner som er utsatte for ekstreme mekaniske spenninger slik som perforeringssoner.
På byggeområdet er det kjent at tilsetting av gummipartikler i betong resulterer i forbedret seighet, slitestyrke og elastisitet [se f eks A. B. Sinouci, Rubber-Tire Particles as Concrete Aggregate (eng) // "Gummidekkpartikler benyttet som tilslag" (no), Journal of Materials in Civil Engineering, 5, 4, 478-497
(1993) ]. Betong som inneholder gummipartikler i sin blanding kan benyttes, f eks,
i lyddempende vegger som en lydisolator, og også i bygging av bygninger for å
absorbere seismiske bølger under jordskjelv. Ved slike anvendelser er de mekaniske egenskapene i særdeleshet forbedret.
På området oljebrønnsementering er det også kjent [ Well Cementing 1990 (eng), "Brønnsementering" (no), E, B. Nelson, Schlumberger Educating Services ] at tilsetting malte gummipartikler (med kornstørrelser i spennet 4-20 maskevidde) kan forbedre slagfastheten og bøyestyrken. Slike forbedringer i de mekaniske egenskapene har også blitt indikert i patentpublikasjonene SU 1384724 og SU 1323699. Mere nylig, United States patent US 5,779,787 har foreslått bruken av partikler utledet fra resirkulerte bildekk med en kornstørrelse i spennet 10/20 eller 20/30 maskevidde, for å forbedre de mekaniske egenskapene til herdede sementer, spesielt for å forbedre deres elastisitet og formendringsevne.
I sin franske patentsøknad med nummer FR A 98 16104 datert 21. desember 1998, beskriver søkeren utvannet oljesementer forsterket med fleksible partikler med lav kompressibilitet, med lav tetthet og med en gjennomsnittlig partikkelstørrelse som ikke overstiger 500 mikrometer (uM). Tettheten til de fleksible partiklene er mindre enn 1.5 gram per kubikkmeter (g/m<3>), fortrinnsvis mindre enn 1.2 g/m<3>og mest fortrinnsvis mindre enn 1 g/cm<3>. Dette resulterer i utspedd råslam. Alle eksemplene gitt i den franske patentsøknaden FR A 98 16104 tilsvarer råslam med et tetthet på mindre enn 1.68 g/m<3>.
Videre, i patentsøknad FR A 98 12538 beskriver søkeren også råslam med en tetthet på mindre enn 1.70 g/cm<3>innbefattende 30 % til 100 % (i forhold til vekten av sementen) av gummipartikler med en kornstørrelse på 40 til 60 maskestørrelse med en diameter som fortrinnsvis er i spennet 250 uM til 400 uM.
EP A 0 196 689 beskriver en sementeringsblanding for bruk i sementering av vegger som går gjennom saltformasjoner, hvor blandingene valgfritt kan inneholde vektøkende elementer slik som hematitt.
Som det er indikert ovenfor vil en reduksjon av tettheten til råslammet ha en tendens til å forbedre dens fleksibilitet og dette er vanligvis ønsket. Likevel, den lave tettheten er muligens ikke fordelaktig spesielt når trykket er høyt på grunn av formasjonen eller på grunn av egenskapene til andre fluider som blir pumpet nedstrøms eller oppstrøms med det utvannende råslammet.
Forfatterne av foreliggende oppfinnelse har satt seg selv det målet å frembringe råslam forsterket med fleksible eller gummipartikler med lav tetthet, men med den tettheten til råslammet selv som er normalt for råslam for sementering av oljebrønner eller lignende, dvs typisk i spennet 1.7 g/m<3>til 2.2 g/m<3>.
Problemet kan løses med råslam for en oljebrønn eller lignende innbefattende et hydraulisk bindemiddel, tette partikler med en tetthet høyere enn tettheten til bindemidlet for vann og forsterkende partikler med en tetthet på mindre enn 1.5 g/m<3>, fortrinnvis mindre enn 1.2 g/m<3>, sammensatt av gummi eller et fleksibelt materiale med lav kompressibilitet og med en gjennomsnittlig kornstørrelse på mindre enn 600 mikrometer (uM).
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører en sementeringsblanding for en oljebrønn eller lignende, innbefattende et hydraulisk bindemiddel, tette partikler med en tetthet høyere enn tettheten til det hydrauliske bindemiddelet, og forsterkende partikler bestående av gummi eller et fleksibelt materiale med et Poisson-tall på mer enn 0.3, idet de forsterkende partiklene har en tetthet på mindre enn 1.5 g/cm<3>, en gjennomsnittlig kornstørrelse på mindre enn 600 um, idet blandingen innbefatter, ved volum, 2% til 15% av de tette partiklene, 5% til 20% fleksible partikler, 20% til 45% av sement og 40% til 50% av blandevann.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører også en anvendelse av en sementeringsblanding for sementering av soner som er utsatt for ekstreme dynamiske spenninger, slik som perforeringssoner og forgreningspunkt til forgreninger av en flergrenet brønn.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører også en anvendelse av en sementeringsblanding ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 9 for frembringelse av sementplugger.
De fleksible partiklene kan være sammensatt av et materiale med Youngs modul mindre enn 500 megapascal (MPa) (fortrinnsvis mindre enn 3000 MPa, mest fortrinnvis mindre enn 2000 MPa), dvs elastisiteten til disse partiklene er i det minste fire ganger større en den til sement og mer enn tretten ganger i forhold til silika som vanligvis blir benyttet som tilsetningsstoff i oljebrønnsementer. De fleksible partiklene tilsatt sementeringsblandningen ifølge oppfinnelsen er også bemerkelsesverdige på grunn av deres lave kompressibilitet. Materialer som er mer kompressible enn gummi, spesielt med Poisson-tall mindre enn 0.45, fortrinnsvis mindre enn 0.4, er foretrukket. Likevel, materialer som er for kompressive med Poisson-tall mindre enn 0.3 er ikke foretrukket.
Fortrinnvis er tette partikler med en spesifikk gravitet godt over 3, slik som hematittpartikler med en tetthet på 4.95 g/cm<3>.
De tette partiklene og de forsterkende partiklene må ikke være oppløselige i et vannaktig medium som f eks kan være en saltaktig oppløsning, og de må være i stand til å motstå et varmt basisk medium siden pHen til råslammet generelt sett er nærmere 13 og temperaturen i en brønn rutinemessig er høyere enn 100 grader C.
Med hensyn til størrelsen på gummien eller de fleksible partiklene er i hovedtrekk isotropiske partikler foretrukket. Kuleformede eller nær kuleformede partikler kan bli syntisisert direkte, men vanligvis blir partiklene fremskaffet ved sliping, spesielt cryo-sliping. Den gjennomsnittlige partikkelstørrelsen er normalt i spennet 80 uM til 600 uM, fortrinnsvis i spennet 100 uM til 500 uM. Partikler som er som er for fine, også partikler som er for grove, er vanskelig å tilsette blandingen eller resulterer i et deigete råslam som ikke er egnet for anvendelse i en oljebrønn.
Spesifikke eksempler på materialer som tilfredstiller de forskjellige kriteriene angitt ovenfor er termoplaster (polyamid, polyproylen, polyetylen,...) eller andre polymerer slik som styren, divinylbenzen eller styren butadien (SBR).
I tillegg til fleksible partikler og tette partikler, innbefatter sementeringsblandingen ifølge oppfinnelsen et vannbindende middel, generelt basert på portlandsement og vann. Avhengig av spesifikasjonene sett i forhold til anvendelsesbetingelsene, kan råslamblandingen også være optimalisert med å tilsette tilsetningsstoffer som er vanlige i hovedandelen av sementeringsblandinger, slik som suspensjonsmiddel, dispersjonsmiddel, skumhemmende middel, skumdannende middel (f eks magnesiumoksid eller en blanding av magnesium og kalsiumoksider), støvpartikler, midler for forhindring av fluidtap, midler for kontroll av gassmigrering, middel for forsinket eller fremskyndet herding.
En typisk sammensetting av oppfinnelsen innbefatter, ved volum, 2 % til 15 % av tette partikler, 5 % til 20 % av fleksible partikler, 20 % til 45 % av sement og 40 % til 50 % av blandevann.
Blandingene ifølge oppfinnelsen er fortrinnsvis basert på portlandsement i klasse A, B, C, G og H som definert i Section 10 i American Petrolums Institute (API) standard. Klasse G og H portlandsement er særlig foretrukket men andre sementer som er kjente for denne teknikken kan også med fordel benyttes. For lavtemperaturanvendelser, aluminiumssement og portland/sement blandinger (for f eks dypvannsbrønner), eller sement/silika blandinger (f eks for brønner hvor temperaturen overstiger 120 grader C) kan benyttes, eller sement fremskaffet ved blanding av portlandsement, råslam og/eller flyveaske.
Vannet som er benyttet som en bestanddel i råslammet er fortrinnsvis vann med et lavt mineralinnhold slik som springvann. Andre typer vann, slik som sjøvann, kan muligens bli brukt men dette er generelt sett ikke å foretrekke.
Disse partiklene med lav tetthet i forhold til sementen kan påvirke fleksibiliteten til systemet, siden tilsetting av fleksible partikler frembringer sement med lavere Youngs molulus, mens frembringelse av lav gjennomtrengbarhet og forbedret slagseighet.
De mekaniske egenskapene til blandingene innbefatter fleksible partikler ifølge oppfinnelsen som er bemerkelsesverdige, som gjør den spesielt egnet for sementering i områder til en oljebrønn som er utsatt for ekstreme spenninger, slik som perforeringssoner, sammenføyningspunkt for forgreninger til grenbrønner eller pluggformasjoner.
De følgende eksemplene illustrerer foreliggende oppfinnelse.
Råslamblandinger
Råslamblandinger ble fremstilt basert på en HRM bestandig sement motstandsdyktig mot magnesiumsalter og basert på en portlandsement, ovnslagg og flyveaske, polypropylenpartikler, hematittpartikler, vann og forskjellige konvensjonelle tilsetningsmidler slik som et dispersjonsmiddel, et forsinkende middel og et skumhemmende middel.
Blandingen og egenskapene til sementslammet er angitt i Tabell 1 til 3; tettheten p til sementslammet var omkring 1.92 g/cm<3>- (16 pund per gallon - ppg) for alle blandingene. Dette illustrerer et vesentlig karakteristika ved oppfinnelsen som skiller tettheten til råslammet fra konsentrasjonen av fleksible partikler.
ICO Polymer produserte polypropylenet benyttet i dette eksemplet under varemerket ICORENE 9013 P. Dens tetthet var 0.905 g/cm<3>. De endelige spesifikasjoner med hensyn på kornstørrelsen var slik at kornstørrelsen var på det meste 5 % av partiklene var større enn 800 um, 30 % med en kornstørrelse på mer enn 500 um og mindre enn 15 % med kornstørrelse på mindre enn 200 um.
Den gjennomsnittlige dimensjonen til de heamatopiske partiklene var 50 um.
Tabell 1 under viser mengden av hematitt og polypropylen tilsatt med hensyn til vekten av HMR sement og andelen målt i volum (ved volum av HMR sement - hematitt-polypropylen blanding, forkortet til vvab, "ved volum av bestanddel".
Dispersjonsmiddelet som ble benyttet var polynaftalensulfonat; forsinkeren var lignosulfonat. Skumdannende middel var magnesiumoksid.
For tilsetning av faste stoffer (det skumdannende midlet og midlet for kontroll av væsketap), er andelene viste i forhold til vekten av HMR sement (forkortet til svas, "som vekt av sement"). For tilsetninger i væskeform (skumhemmende middel, dispersjonsmiddel og forsinker), er andelene viste i gallons per sekk (gps), dvs 3.78541 liter per sekk på 42.638 kilogram (kg) av HMR sement, med andre ord 1 gps = 0.0888 liter (I) av tilsetninger per kg av HMR sement.
Reologien til råslammet #1 og #4 ble målt ved å benytte en prosedyre anbefalt i AP110 (American Petroleum Institute). Ved laboratorietemperatur ble reologien målt umiddelbart etter blandning og etter 20 minutter etter normalisert til temperaturen. Resultatene er viste i tabell 3. Reologien til et slam varkarakterisertved dens plastiske viskositet PV (i cP eller mPa.s), omregningsfaktoren lik 1) og flytegrensen Ty (i lbf/1 OOft2, omregning til Pascal kan foretas ved å multiplisere med 0.478803), forutsatt at slammet er et Binghamfluid.
Disse reologimålingene viser at slammet kan bli pumpet inn i en oljebrønn.
For slam #4 ble også stabiliteten også kontrollert ved å bestemme tetthets-profilen til en herdet sementkolonne under trykk og temperatur under statiske forhold. Til denne enden etter forberedelse ble slammet støpt i en sylindrisk form 20.32 cm høy og 2.54 cm i diameter. Slammet ble blandet og omrørt i 20 minutter ved 85 grader og støpt i formen som har blitt oppvarmet på forhånd til den samme temperaturen. Temperaturen ble økt med 2 grader i minuttet til testtemperaturen (120 grader). Et trykk på 20.68 MPa ble påsatt og opprettholdt gjennom testen (24 timer). På slutten av testen ble tettheten på toppen og bunnen målt. For slam # 4 ble det fastslått en forskjell på 0.013 g/cm<3>mellom topp og bunn hvilket indikerte at slammet var stabilt selv om det inneholdt store mengder av hematitt.
Utviklingen av kompresjonsstyrken under herding av sementen ble evaluert ved UCA (Ultrasonisk Sement Analyser) målinger. Disse målingene gjorde det mulig for den nødvendige herdetiden for å fremskaffe en gitt styrke (0.34 Mpa - 50 psi og 3.4 Mpa = 500 psi) and kompresjonsstyrke Rt oppnådd etter en gitt tid (24 og 48 timer) ved et trykk på 3000 psi (20.7 MPa) å bli bestemt.
Mekaniske egenskaper - kompresjon
De mekaniske kompresjonsegenskapene ble målt for visse forberedte sementslam.
Påvirkningen ved tilsetning av hematittpartikler og fleksible partikler på de mekaniske egenskapene til et sett av sement ble studert ved å bruke et system som hadde stått flere dager under høyt trykk og temperatur i høytrykks- og høytemperaturkammer for å simulere forholdene som råder i en oljebrønn.
Testene ble utførte på kuber med 5 cm (2 tommer) sider fremskaffet etter tre dager ved 120 grader og 20.7 MPa (3000 psi).
For sammenligningsformål ble et NET system blandet med ingen fleksible partikler og ingen heametittpartikler med en tetthet på 1.941 g/cm<3>(16.2 ppg), en porøsistet på 48 %, enkel fremstilt med en HMR type sement, et skumhemmende middel (0.04 gps) og et dispersjonsmiddel (0.02 gps). De oppnådde resultatene med blandning C1 beskrevet i den franske patentsøknaden FR A 98 16104 ble osgå gjentatt, bestående av en blandning av klasse G sement, 19.4 % (ved vekt av sementen) av polypropylenpartikler, 0.022 gps av dispersjonsmiddel, 0.045 gps av en forsinker og 0.030 gps av skumhemmende middel. Porøsiteten til denne blandingen var 45 % og dens tetthet var 1.67 g/cm3. Bøye og kompresjonstester ble utførte på denne blandingen etter 5 dager.
Resultatene er viste i figur 5 hvor Cs angir kompresjonsstyrken og Ec representerer den kompressive Youngs modul.
Det kan ses at den kompressive Youngs modul til sammensetningen ifølge oppfinnelsen avtok kraftig med større mengder av tilsatt polypropylenpartikler. En sammenligning av blandingene C1 og #2, som sammenligner analoge mengder av polypropylenpartikler i forhold til sementen viser også at i motsetning til å motvirke dette fallet i Youngs modul, tilsetting av hematittpartikler bidrar til dette.
Målinger av Poissions tall
Poisson-tall ble målt for forskjellige blandinger med fleksible partikler for å evaluere kompressibiliteten til disse systemene. Sammensetningen av forskjellige blandinger har blitt gitt i foregående eksempler.
Når en sementprøve blir utsatt for normale kompresjonskrefter, mens den forblir i det plastiske området til materialet, er de langsgående fibrene til prøven forkortet med en verdi som avhenger av Youngs modul til materialet (og på spenningene virkende på geometrien til prøven). Samtidig er de tversgående dimensjonene til prøven forlenget. Forholdet mellom den tversgående deformasjonen (variasjon i forhold til den tversgående dimensjonen) til den langsgående deformasjonen (langsgående relativ variasjon) er en koeffisient uten enhet kjent som Poission-tall.
I våre tester var lasteraten 1 kN/min og prøvene var sylindriske med en diameter på 30 mm og en lengde på 60 mm. De langsgående deformasjonene ble målte ved å benytte en LVDT type normalmål for forskyvning; den tversgående deformasjonen ble målt ved å benytte en strekklapp.
Prøvene ble plassert i et kammer fylt med vann i flere dager ved 120°C og 3000 psi. Dette var de samme aldringsbetingelsene som de som ble benyttet for å forberede prøvene for kompresjonstesting. Etter herding ble prøvene permanent oppbevart nedsenket og de ble ganske enkelt tørket før utførelse av de mekaniske testene som dermed ble utførte på de fuktige prøvene.
For blanding #4, Poission-tall til den herdede sementen ble målt til 0.239 med en tetthet på 1.93 g/cm<3>. For vanlig sement med samme tetthet er Poission-tall mellom 0.15 og 0.20. Dette indikerer at kompressibiliteten til sement ifølge oppfinnelsen er lavere. På grunn av denne lavere kompressibiliteten kan den herdede sementen lettere fordele langsgående krefter eller kan bedre fordele krefter som en reaksjon til kompresjonsspenninger noe som er svært fordelsaktig for god soneisolasjon.
Ekspansjonsmålinger
Lineær ekspansjon av sementslam under herding ved en temperatur som simulerer brønnforhold ble målte i en ringformet ekspansjonsform. Denne formen var bestående av to konsentriske ringer, henholdsvis med en diameter på 51 mm og 89 mm, plassert mellom ti flate plater med en avstand på 22 mm. Den eksterne ringen hadde langsgående slisser som gjorde det mulig å måle avstander under ekspansjon av sementen. Sementslammet som skulle studeres ble helt i formen og formen ble deretter plassert i et vannbad med konstant temperatur på 95 grader C. Råslammet forble i kontakt med vannet gjennom hele testen.
Ekspansjonsresultene er viste i tabell 6.
Ekspansjonsoppførselen er av spesiell interesse for å forhindre at sementen separeres fra foringen og forhindrer den i separasjon fra formasjonen. Denne oppførselen er mer betydningsfull når sementen er fleksibel og er dermed er innesperret av grunnfjellet.
Råslammene ifølge oppfinnelsen beviser følgelig til å være svært egnet til sementering i områder som er utsatt for ekstreme statiske eller dynamiske spenninger slik som i perforeringssoner, forgreninger av sidebrønner eller saltsoner som nødvendiggjør store endringer i gjørmetrykket.
Claims (11)
1. Sementeringsblanding for en oljebrønn eller lignende, innbefattende et hydraulisk bindemiddel, tette partikler med en tetthet høyere enn tettheten til det hydrauliske bindemiddelet, og forsterkende partikler bestående av gummi eller et fleksibelt materiale med et Poisson-tall på mer enn 0.3, idet de forsterkende partiklene har en tetthet på mindre enn 1.5 g/cm<3>, en gjennomsnittlig kornstørrelse på mindre enn 600 um, idet blandingen innbefatter, ved volum, 2% til 15% av de tette partiklene, 5% til 20% fleksible partikler, 20% til 45% av sement og 40% til 50% av blandevann.
2. Sementeringsblanding ifølge krav 1, hvorved de forsterkende partiklene har en tetthet på mindre enn 1.2 g/cm<3>.
3. Sementeringsblanding ifølge krav 1, hvor de tette partiklene er hematittpartikler.
4. Sementeringsblanding ifølge hvilket som helst av de foregående kravene, hvor Youngs modul for materialet som innebefatter de forsterkende partiklene er mindre enn 5000 MPa.
5. Sementeringsblanding ifølge krav 4,
hvor Youngs modul er mindre enn 3000 MPa.
6. Sementeringsblanding ifølge krav 5,
hvor Youngs modul er mindre enn 2000 MPa.
7. Sementeringsblanding ifølge hvilket som helst av de foregående kravene, hvori den gjennomsnittlige størrelsen på de forsterkende partiklene er i spennet 80 um til 600 um, fortrinnsvis i spennet 100 um til 500 um.
8. Sementeringsblanding ifølge hvilket som helst av de foregående kravene, hvori de forsterkende partiklene er formet fra et fleksibelt materiale valgt fra polyamid, polypropylen, polyetylen, styren butadien og styren divinylbenzene.
9. Sementeringsblanding ifølge hvilket som helst av de foregående kravene, ytterligere omfattende en eller flere tilsetningsstoffer av suspensjonsmidler, dispersjonsmidler, skumhemmende midler, forsinkere, herdefremskyndere, midler for kontroll av væsketap, midler for kontroll av gassmigrering eller ekspansjonsmidler.
10. Anvendelse av en sementeringsblanding ifølge hvilket som helst av de foregående kravene for sementering av soner som er utsatt for ekstreme dynamiske spenninger, slik som perforeringssoner og forgreningspunkt til forgreninger av en flergrenet brønn.
11. Anvendelse av en sementeringsblanding ifølge hvilket som helst av de foregående kravene 1 til 9 for frembringelse av sementplugger.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9912661A FR2799458B1 (fr) | 1999-10-07 | 1999-10-07 | Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues |
PCT/EP2000/009203 WO2001025163A1 (en) | 1999-10-07 | 2000-09-19 | Cementing compositions and application of such compositions for cementing oil wells or the like |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20021587D0 NO20021587D0 (no) | 2002-04-04 |
NO20021587L NO20021587L (no) | 2002-04-04 |
NO336470B1 true NO336470B1 (no) | 2015-08-31 |
Family
ID=9550794
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20021587A NO336470B1 (no) | 1999-10-07 | 2002-04-04 | Sementeringsblandinger og bruk av slike blandinger for sementering av brønner eller lignende |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6742592B1 (no) |
AU (1) | AU7779100A (no) |
CA (1) | CA2382980C (no) |
CO (1) | CO5160399A1 (no) |
FR (1) | FR2799458B1 (no) |
GB (1) | GB2368841B (no) |
MX (1) | MXPA02002340A (no) |
NO (1) | NO336470B1 (no) |
WO (1) | WO2001025163A1 (no) |
Families Citing this family (42)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6562122B2 (en) | 2000-09-18 | 2003-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight well cement compositions and methods |
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 |
US6722433B2 (en) | 2002-06-21 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing expandable pipe in well bores and sealing compositions |
GB2392682B (en) | 2002-09-05 | 2005-10-26 | Schlumberger Holdings | Cement slurries containing fibers |
US20040171499A1 (en) * | 2003-01-24 | 2004-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation |
US7482309B2 (en) * | 2003-11-24 | 2009-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles |
US7543642B2 (en) * | 2003-01-24 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing flexible, compressible beads and methods of cementing in subterranean formations |
US6962201B2 (en) | 2003-02-25 | 2005-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in subterranean formations |
GB2399083B (en) * | 2003-03-07 | 2007-09-19 | Schlumberger Holdings | flexible cementing compositions and methods for high-temperature wells |
US7147055B2 (en) | 2003-04-24 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations |
US6904971B2 (en) | 2003-04-24 | 2005-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved corrosion resistance and methods of cementing in subterranean formations |
CA2524514C (en) * | 2003-05-14 | 2012-03-20 | Schlumberger Canada Limited | Self adaptive cement systems |
US6902001B2 (en) * | 2003-06-10 | 2005-06-07 | Schlumberger Technology Corporation | Cementing compositions and application of such compositions for cementing oil wells or the like |
GB2407317B (en) * | 2003-10-20 | 2006-04-12 | Schlumberger Holdings | Cementing composition |
US7191663B2 (en) | 2003-12-12 | 2007-03-20 | Bj Services Company | Testing apparatus and method of deriving Young's modulus from tensile stress/strain relationships |
US7376148B1 (en) * | 2004-01-26 | 2008-05-20 | Cisco Technology, Inc. | Method and apparatus for improving voice quality in a packet based network |
US7607483B2 (en) * | 2004-04-19 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising colloidally stabilized latex and methods of using the same |
US20050241545A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions |
US20050241538A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads |
US8088716B2 (en) * | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
WO2007145734A2 (en) * | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
WO2007145731A2 (en) * | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
US7284611B2 (en) * | 2004-11-05 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations |
US7219732B2 (en) * | 2004-12-02 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sequentially injecting different sealant compositions into a wellbore to improve zonal isolation |
US20070111900A1 (en) * | 2005-11-11 | 2007-05-17 | Reddy B R | Sealant compositions comprising solid latex |
US20070111901A1 (en) * | 2005-11-11 | 2007-05-17 | Reddy B R | Method of servicing a wellbore with a sealant composition comprising solid latex |
US7488705B2 (en) | 2004-12-08 | 2009-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
US7373981B2 (en) * | 2005-02-14 | 2008-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing with lightweight cement compositions |
US7398827B2 (en) | 2005-03-11 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for high temperature lightweight cementing |
US7390356B2 (en) * | 2005-03-11 | 2008-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for high temperature lightweight cementing |
US7264053B2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore servicing fluids comprising resilient material |
EP2035651A4 (en) * | 2006-06-07 | 2009-08-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | METHOD FOR PRODUCING COMPRESSIBLE OBJECTS FOR A VARIABLE DENSITY DRILLING FLUSH |
CN101541915A (zh) | 2006-09-20 | 2009-09-23 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 包括在未反应水泥中的注水泥组分 |
US20100051274A1 (en) * | 2008-08-28 | 2010-03-04 | Tommy Johnson | Methods, apparatus and products for drilling wells |
US8490707B2 (en) | 2011-01-11 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers |
US8689873B2 (en) | 2011-10-27 | 2014-04-08 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for improving the toughness of set cements |
EP3036301B1 (en) | 2013-11-22 | 2019-10-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Method of using traceable polymeric additives in subterranean formations |
US9284477B2 (en) | 2013-12-16 | 2016-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for maintaining zonal isolation in a subterranean well |
US10683724B2 (en) | 2017-09-11 | 2020-06-16 | Saudi Arabian Oil Company | Curing a lost circulation zone in a wellbore |
US10822916B2 (en) | 2018-02-14 | 2020-11-03 | Saudi Arabian Oil Company | Curing a lost circulation zone in a wellbore |
US11118417B1 (en) | 2020-03-11 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation balloon |
US20220251436A1 (en) * | 2021-02-09 | 2022-08-11 | Kevin Foody | Compressible Cementitious Compositions, Subterranean Systems, And Methods Of Incorporating Cementitious Compositions Into Such Systems |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2579216B1 (fr) * | 1985-03-25 | 1987-06-12 | Schlumberger Cie Dowell | Composition de laitier de ciment pour cimentation de puis traversant des formations salines, et procede de cimentation correspondant |
SU1323699A1 (ru) * | 1985-11-19 | 1987-07-15 | Актюбинское отделение Казахского научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института | Ут желенный тампонажный состав |
US5779787A (en) * | 1997-08-15 | 1998-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cement compositions containing rubber particles and methods of cementing subterranean zones |
FR2787441B1 (fr) * | 1998-12-21 | 2001-01-12 | Dowell Schlumberger Services | Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues |
US6176314B1 (en) * | 1999-07-15 | 2001-01-23 | Phillips Petroleum Company | Low density well cement compositions and method of use |
-
1999
- 1999-10-07 FR FR9912661A patent/FR2799458B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2000
- 2000-09-19 CA CA2382980A patent/CA2382980C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-09-19 WO PCT/EP2000/009203 patent/WO2001025163A1/en active Application Filing
- 2000-09-19 GB GB0202073A patent/GB2368841B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-09-19 AU AU77791/00A patent/AU7779100A/en not_active Abandoned
- 2000-09-19 US US10/089,832 patent/US6742592B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-09-19 MX MXPA02002340A patent/MXPA02002340A/es active IP Right Grant
- 2000-10-06 CO CO00076102A patent/CO5160399A1/es unknown
-
2002
- 2002-04-04 NO NO20021587A patent/NO336470B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CO5160399A1 (es) | 2002-05-30 |
GB2368841B (en) | 2004-03-31 |
FR2799458B1 (fr) | 2001-12-21 |
WO2001025163A1 (en) | 2001-04-12 |
CA2382980A1 (en) | 2002-04-12 |
AU7779100A (en) | 2001-05-10 |
NO20021587D0 (no) | 2002-04-04 |
CA2382980C (en) | 2010-07-13 |
GB0202073D0 (en) | 2002-03-13 |
MXPA02002340A (es) | 2002-07-30 |
FR2799458A1 (fr) | 2001-04-13 |
GB2368841A (en) | 2002-05-15 |
NO20021587L (no) | 2002-04-04 |
US6742592B1 (en) | 2004-06-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO336470B1 (no) | Sementeringsblandinger og bruk av slike blandinger for sementering av brønner eller lignende | |
US7350573B2 (en) | Servicing a wellbore with wellbore fluids comprising perlite | |
US6907929B2 (en) | Cementing compositions and the use of such compositions for cementing wells | |
US5421409A (en) | Slag-based well cementing compositions and methods | |
US7867954B2 (en) | Pumice containing compositions for cementing a well | |
US6145591A (en) | Method and compositions for use in cementing | |
US6656265B1 (en) | Cementation product and use for cementing oil wells or the like | |
US6645288B1 (en) | Cementing compositions and application of such compositions for cementing oil wells or the like | |
US7833344B2 (en) | Ultra low density cement compositions and methods of making same | |
US6458198B1 (en) | Cementing compositions and use of such compositions for cementing oil wells or the like | |
NO332668B1 (no) | Sementblandinger med forbedrede mekaniske egenskaper og fremgangsmate for a sementere i underjordiske formasjoner | |
CA2337372A1 (en) | High strength foamed well cement compositions and methods | |
NO20140449A1 (no) | Slaggforbindelser innbefattende lateks og fremgangsmåter for anvendelse | |
US7470322B2 (en) | Cementing composition with controlled mechanical properties | |
WO2013148976A1 (en) | Method of cementing in a subterranean formation using cement composition comprising lignite - based grafted copolymers | |
Thalab | Performance of Saudi Bentonite and Nano Clay Admixed Cement for HPHT Conditions | |
MXPA06004168A (en) | Cementing composition with controlled mechanical properties | |
MXPA01003481A (en) | Cementing compositions and the use of such compositions for cementing oil wells or the like |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |