NO338260B1 - Fremgangsmåte for sementering av borehull - Google Patents
Fremgangsmåte for sementering av borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO338260B1 NO338260B1 NO20091498A NO20091498A NO338260B1 NO 338260 B1 NO338260 B1 NO 338260B1 NO 20091498 A NO20091498 A NO 20091498A NO 20091498 A NO20091498 A NO 20091498A NO 338260 B1 NO338260 B1 NO 338260B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- silicate
- soluble
- cement
- acid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 14
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 14
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 11
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims description 10
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 3
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 claims description 2
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000009991 scouring Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 235000019351 sodium silicates Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 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
- C04B28/30—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 magnesium cements or similar cements
- C04B28/32—Magnesium oxychloride cements, e.g. Sorel 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
- C04B40/00—Processes, in general, for influencing or modifying the properties of mortars, concrete or artificial stone compositions, e.g. their setting or hardening ability
- C04B40/0092—Temporary binders, mortars or concrete, i.e. materials intended to be destroyed or removed after hardening, e.g. by acid dissolution
-
- 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
- C09K8/424—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells using "spacer" 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
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/493—Additives for reducing or preventing gas migration
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
OPPFINNELSENS BAKGRUNN.
Oppfinnelsens fagfelt.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for sementering av en fraktur til avstenging av vann- og/eller gassflyt i et undergrunnsområde gjennomtrengt av et borehull.
Beskrivelse av kjent teknikk.
I løpet av boring og fullførelse av en oljebrønn blir undergrunnsområder gjennomboret av borehull vanligvis forseglet med hydrauliske sementsammensetninger. For eksempel blir hydrauliske sementsammensetninger, som også er kjent som Portland sementsammensetninger, og som ikke er syreoppløselige, anvendt i primære sementeringsoperasjoner hvorved rørstrekninger så som kledninger og foringer sementeres i borehullene.
I løpet av utførelsen av primær sementering blir hydrauliske sementsammensetninger pumpet inn i det ringformede området mellom veggene på et borehull og de eksterne overflatene på en rørstrekning som er satt deri. Sementsammen-setningen får herdes i det ringformede området, og danner derved en ringformet hylse av hardt og hovedsakelig ugjennomtrengelig sement deri, som støtter og posisjonerer rørstrekningen i borehullet, og forsegler de eksterne overflatene på rørstrekningen til veggene i borehullet. Hydrauliske sementsammensetninger er også anvendt i en mengde forskjellige sementeringsoperasjoner, så som forsegling av svært gjennomtrengbare områder eller brekk i undergrunnsområder, plugging av sprekker eller hull i rørstrekninger og lignende.
Til tross for petroleum industriens bruk av syreuløselig sement i de primære sementeringsoperasjoner finnes det tilstander så som i undergrunns-oppbrytingsoperasjoner anvendt for å gjeninnføre trykk i en formasjon, eller i boring av borehull i nærvær av overskytende vann og/eller gassproduksjon, hvor bruk av en syreuoppløselig sement i borehullet resulterer i store økonomiske-, operasjons- og miljøproblemer. Borehull sementert med hydrauliske sementer som er syreuløselige kan ikke åpnes med en syrevask. Andre problemer som påvirker produksjons-operasjonene er oljereduksjon, lavflytsbrønnhodetrykk, og nødvendigheten ved å ekspandere kapasiteten til vannseparerings- og vannhåndteringsfasiliteter for å avsette store volum med vann. Uønsket vannproduksjon fra oljebrønner kan også føre til sekundære problemer så som sandproduksjon, korrosjon, emulsjonsdannelse og avskaving.
US 4257483 omtaler en fremgangsmåte for brønnkomplettering, og en fremgangsmåte for sementering av en eller flere ledningsrør i en brønn. Fremgangsmåten for brønnkomplettering omfatter injeksjon av en vannoppløselig silikat, tilsetning av en vannoppløselig polymerisk avstandsholder; og deretter injeksjon av en ikke-syreoppløselig sement.
US 2006/0169454 A1 omhandler en fremgangsmåte for bruk av en selvødeleggende sementsammensetning som omfatter et reduserende material, en syrekilde, en basekilde, og en vannkilde. Den selvødeleggende sementen er en syrebasert sement.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN.
Man har nå funnet ut at signifikante fordeler kan realiseres når man sementerer borehull i brønner for å forutse muligheten for at et brudd kan skje i formasjonen og behovet for å slå av vann- og/eller gassflyt, ved å anvende en kombinasjon av en syreoppløselig sement og en geldannende silikatoppløsning som det primære sementeringsmaterialet.
Kombinasjonen av en geldannende silikatoppløsning med en syreoppløselig sement har vist seg å tilveiebringe en orbedret utøvelse i vann- og/eller gassavslåings-behandling av produksjonslønner og i formasjoner med brudd.
Blant fordelene som realiseres ved å bruke en syreoppløselig sement er at dersom det inntar eller invaderer produksjonsområdet til borehullet og fører til skade deri, kan det lett fjernes ved injeksjon av saltsyre inn i produksjonsområdet.
Dette oppnås i følge oppfinnelsen ved fremgangsmåten for sementering av en fraktur til avstenging av vann- og/eller gassflyt i et undergrunnsområde gjennomtrengt av et borehull, omfattende de følgende trinnene i rekkefølge: a. fremstilling og injisering av en vannoppløselig silikatoppløsning inn i frakturen, b. tilsetning av en vannoppløselig polymerisk avstandsholder; og c. injeksjon av en syreoppløselig sement hvorved en silikatgel/ sementkombinasjon dannes for å stenge vann og/eller gassflyt fra frakturen.
Silikatgelene kan bli valgt fra gruppen som består av natriumsilikat, kaliumsilikat, og blandinger derav.
Den polymeriske avstands-holderen kan være en polymer av guar typen.
Den polymeriske avstands-holderen kan være tilstedeværende ved en konsentrasjon på om lag 0,1 % til om lag 15 % av vekten av vann.
Det vannoppløselige silikatet kan være natriumsilikat.
Prosentforholdet av volumet av natriumsilikat til vann kan være fra om lag 20 % til om lag 100 %.
Prosentforholdet av volumet av natriumsilikat til vann kan være om lag 50 %.
Temperaturen kan være fra om lag 100°C til om lag 195 °C.
Videre kan trykket være fra om lag 0.203 MPa (14.7 psig) til om lag 69.0 MPa (10000 psig).
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN.
Den foreliggende oppfinnelse er rettet mot en fremgangsmåte for sementering av et borehull i oljebrønner for å tilrettelegge klargjøring for fjerning av det sementerte materialet dersom det skulle oppstå et behov derfor på et senere tidspunkt grunnet et brudd i formasjonen med påfølgende behov for å slå av gass og/eller vannflyt.
Ved å bruke en blanding av syreoppløselig sement med en silikatdannende gel, oppnår man en tykk og sterk sement. For bekvemmelighetens skyld kan ethvert forhold av syreoppløselig sement til silikatgel anvendes. Men man har funnet at en del syreoppløselig sement til en del vannoppløselig silikat oppnår godtakbare resultater.
Silikatene som kan anvendes ifølge den foreliggende oppfinnelsen er de som er vannoppløselige og som danner polymeriske silikatkjeder eller tredimensjonale nettverk av silikapolymerer. Disse silikatene er alkalimetallsilikater, fortrinnsvis natrium og kaliumsilikater, og blandinger derav. Disse silikatene er kommersielt tilgjengelige som tørre pulver eller konsentrerte vannholdige oppløsninger som inneholder 50 deler faststoff per 100 deler oppløsning og har en pH på 10 eller mer.
Ifølge en foretrukket utførelse av fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse vil, når for eksempel ved boring mud mistes fra borehullet på grunn av et brudd eller når områder med høy gjennomtrengbarhet krysses av borehullet, brukes den følgende rekkefølgen av trinn: 1) Injeksjon av en geldannende silikatoppløsning på en betraktelig dybde for å oppnå gjennomtrening inn i bruddet og også inn i den rundtomliggende matriks i fjellet til reservoaret, 2) Fortrenging med et lite volum av en avstandsholderfor eksempel fra om lag 0,01 % til om lag 15 % av vekten av en polymer, for eksempel en polymer av guar typen i ferskvann, for å utsette kontakt mellom silikatet og sementen som skal injiseres, og
3) Injisering av en syreoppløselig sement for å gjennomtrenge bruddet.
Når natriumsilikatet og den syreoppløselige sementen kommer i kontakt ved en temperatur på om lag fra 75 °C til 195 °C og et trykk på om lag 0.203 MPa (14,7 psig) til om lag 69.0 MPa (10000 psig) blir et silikatgel/sement dannet in situ.
Dersom den syreoppløselige sementen skulle invadere hydrokarbonområdet og føre til skade på formasjonen vil en injeksjon av for eksempel en 15 % HCI oppløsning oppløse den syreoppløsbare sementen fra hydrokarbonproduksjonsområdet. I tillegg, dersom det muligens skulle være en kryssflyt mellom et undergrunnsbrudd og fjellmatriksen som skaper en kommunikasjon mellom vann og oljeområder i løpet av injeksjonen av den syreoppløsbare sementen inn i vannområdet, kan sementen raskt bli fjernet med HCI ved en konsentrasjon på 15 % eller til og med mindre konsentrasjoner som for eksempel 8 %.
EKSEMPEL.
En oppløselig sement ble preparert ved å tilsette tilstrekkelig vann til en tørr, syreoppløselig sement (Magne Plus® cement, BJ Atlas Service CO.) og blanding i et tidsrom tilstrekkelig for å produsere en homogen fluid. En FAN- 35 modell viskosemåler ble så anvendt for å måle viskositeten på den 100 % oppløselige sementen ved temperaturer på 75 °F, 100 °F og 195 °F og ved hastigheter på 3 rpm, 6 rpm, 100 rpm, 200 rpm, 300 rpm og 600 rpm.
En 100 % natriumsilikatoppløsning ble fremstilt ved tilsetning av vann til natriumsilikatet. Viskositeten til denne oppløsningen ble også målt ved 75 °F, 100 °F, og 195 °F og ved de samme hastighetene som indikert tidligere med en FAN- 35 modell viskosemåler.
En blanding ble så fremstilt ved tilsetning av 50 % av volumetav det oppløselige sementfluidet, som fremstilt ovenfor, til 50 % av volumetav natriumsilikatfluidet, som fremstilt ovenfor, og så ble de to blandet sammen.
Natriumsilikatet/den løselige sementblandingen ble så overført til en FAN- 35 modell viskosemåler, og dets viskositet ble målt ved 75 °F, 100 °F, og 195 °F og ved 3, 6, 100, 200, 300 og 600 rpm.
Resultatene som ble oppnådd blir vist nedenfor i Tabell 1.
Rpm: Omdreininger per minutt
Merknader: Gel betyr at oppløsningen har dannet en gel og at der ikke var noen måling målt av viskose måleapparatet.
Ettersom målingene på viskosemåleapparatet går opp indikeres økende viskositet. Ved å studere tabell 1 kan man se at de høyeste målingene ble tatt ved en blanding av 50 % natriumsilikat + 50 % oppløselig sement. Når temperaturen på blandingen økte ble så viskositeten økt og en gel ble dannet. Økningen i viskositet og geldannelse indikerer at en tykk oppløsning er blitt dannet som kan tilveiebringe en forbedret utførelse i vann og/eller gassavstengingsbehandling av produksjonslønner og i frakturerte formasjoner.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte for sementering av en fraktur til avstenging av vann- og/eller gassflyt i et undergrunnsområde gjennomtrengt av et borehull,karakterisert vedat den omfatter de følgende trinnene i rekkefølge: a. fremstilling og injisering av en vannoppløselig silikatoppløsning inn i frakturen, b. tilsetning av en vannoppløselig polymerisk avstandsholder; og c. injeksjon av en syreoppløselig sement hvorved en silikatgel/sementkombinasjon dannes for å stenge vann og/eller gassflyt fra frakturen.
2. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvor silikatgelene blir valgt fra gruppen som består av natriumsilikat, kaliumsilikat, og blandinger derav.
3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvori den polymeriske avstands-holderen er en polymer av guar typen.
4. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvori den polymeriske avstands-holderen er tilstedeværende ved en konsentrasjon på om lag 0,1 % til om lag 15 % av vekten av vann.
5. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvori det vannoppløselige silikatet er natriumsilikat.
6. Fremgangsmåte i samsvar med krav 5, hvori prosentforholdet av volumet av natriumsilikat til vann er fra om lag 20 % til om lag 100 %.
7. Fremgangsmåte i samsvar med krav 6, hvori prosentforholdet av volumet av natriumsilikat til vann er om lag 50 %.
8. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvori temperaturen er fra om lag 100°C til om lag 195 °C.
9. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvori trykket er fra om lag 0.203 MPa (14.7 psig) til om lag 69.0 MPa (10000 psig).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/591,043 US7500520B2 (en) | 2006-10-31 | 2006-10-31 | Method of cementing well bores |
| PCT/US2007/022560 WO2008054669A1 (en) | 2006-10-31 | 2007-10-23 | Method of cementing well bores |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20091498L NO20091498L (no) | 2009-07-14 |
| NO338260B1 true NO338260B1 (no) | 2016-08-08 |
Family
ID=39328752
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20091498A NO338260B1 (no) | 2006-10-31 | 2009-04-16 | Fremgangsmåte for sementering av borehull |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7500520B2 (no) |
| EP (1) | EP2092158B1 (no) |
| NO (1) | NO338260B1 (no) |
| WO (1) | WO2008054669A1 (no) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11434409B2 (en) | 2019-10-08 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels |
| US11015108B1 (en) | 2020-03-18 | 2021-05-25 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of reducing lost circulation in a wellbore using Saudi Arabian volcanic ash |
| US11098235B1 (en) | 2020-03-18 | 2021-08-24 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of converting drilling fluids into geopolymer cements and use thereof |
| US10920121B1 (en) | 2020-03-18 | 2021-02-16 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of reducing lost circulation in a wellbore using Saudi Arabian volcanic ash |
| US11820707B2 (en) | 2020-03-18 | 2023-11-21 | Saudi Arabian Oil Company | Geopolymer cement slurries, cured geopolymer cement and methods of making and use thereof |
| US11066899B1 (en) | 2020-03-18 | 2021-07-20 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of sealing a subsurface formation with saudi arabian volcanic ash |
| US11820708B2 (en) | 2020-03-18 | 2023-11-21 | Saudi Arabian Oil Company | Geopolymer cement slurries, cured geopolymer cement and methods of making and use thereof |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4257483A (en) * | 1979-01-11 | 1981-03-24 | The Dow Chemical Company | Method of well completion with casing gel |
| US20060169454A1 (en) * | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Savery Mark R | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| US4083407A (en) * | 1977-02-07 | 1978-04-11 | The Dow Chemical Company | Spacer composition and method of use |
| US4335788A (en) * | 1980-01-24 | 1982-06-22 | Halliburton Company | Acid dissolvable cements and methods of using the same |
| US5220960A (en) * | 1992-02-19 | 1993-06-22 | Halliburton Company | Retarded acid soluble well cement compositions and methods |
| US5524709A (en) * | 1995-05-04 | 1996-06-11 | Atlantic Richfield Company | Method for acoustically coupling sensors in a wellbore |
| US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
-
2006
- 2006-10-31 US US11/591,043 patent/US7500520B2/en active Active
-
2007
- 2007-10-23 EP EP07839778.3A patent/EP2092158B1/en not_active Not-in-force
- 2007-10-23 WO PCT/US2007/022560 patent/WO2008054669A1/en active Application Filing
-
2009
- 2009-04-16 NO NO20091498A patent/NO338260B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4257483A (en) * | 1979-01-11 | 1981-03-24 | The Dow Chemical Company | Method of well completion with casing gel |
| US20060169454A1 (en) * | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Savery Mark R | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2092158B1 (en) | 2014-10-08 |
| EP2092158A4 (en) | 2011-10-26 |
| EP2092158A1 (en) | 2009-08-26 |
| WO2008054669A1 (en) | 2008-05-08 |
| US20080099202A1 (en) | 2008-05-01 |
| US7500520B2 (en) | 2009-03-10 |
| NO20091498L (no) | 2009-07-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2882213C (en) | Gel, plugging method using the same, and plugging and well-killing method using the same | |
| Yousuf et al. | A comprehensive review on the loss of wellbore integrity due to cement failure and available remedial methods | |
| NO338260B1 (no) | Fremgangsmåte for sementering av borehull | |
| AU2014275242B2 (en) | Methods and cement compositions utilizing treated polyolefin fibers | |
| JP5832063B2 (ja) | カチオン性ラテックスを含む坑井シーラント組成物及びその使用方法 | |
| Liu et al. | Sodium silicate applications in oil, gas & geothermal well operations | |
| MX2007008863A (es) | Composicion sellante que comprende un material reticulable y cantidad reducida de cemento para un fondo de pozo en zona permeable. | |
| SA517381160B1 (ar) | أسمنت ذاتي الالتئام يشتمل على بوليمر قادر على الانتفاخ في بيئة غازية | |
| NO163976B (no) | Fremgangsm te for hydraulisk frakturering av en undsformasjon. | |
| NO20120459A1 (no) | Bronnbehandlingsfluid-blandinger og bruk av slike | |
| US9738821B2 (en) | Amphoteric polymer suspending agent for use in calcium aluminate cement compositions | |
| Li et al. | Development of a new high-temperature and high-strength polymer gel for plugging fractured reservoirs | |
| FR3038600A1 (fr) | Compositions de ciment a base d'aluminophosphate de calcium a duree de vie prolongee | |
| CN106167695B (zh) | 油田修井用化学堵剂 | |
| Al-Yami et al. | New developed acid soluble cement and sodium silicate gel to cure lost circulation zones | |
| RU2116432C1 (ru) | Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн | |
| US10961441B2 (en) | Acidizing solution for dissolution of clay mineral and preparation method thereof | |
| CN104045271B (zh) | 一种用于油田或天然气开采的堵漏剂及其制备方法 | |
| WO2021061168A1 (en) | Combination of fluid loss control additive and lost circulation materials to control losses in formation | |
| CN105567188B (zh) | 用于提高氰凝类堵漏剂堵漏性能的助剂及其制备方法，氰凝类堵漏剂 | |
| RU2616632C1 (ru) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород | |
| NO341157B1 (no) | Blanding for behandling av brønner samt fremgangsmåte ved behandling av en brønn med samme | |
| US20210079286A1 (en) | Chemical Packer Composition and Methods of Using Same for Isolation of Water/Gas Zones | |
| CN114508333A (zh) | 一种直井缝口暂堵转向循缝找洞压裂物理模拟方法 | |
| US11959013B2 (en) | Viscoelastic surfactant-based treatment fluids for use with metal oxide-based cements |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: SAUDI ARABIAN OIL COMPANY, SA |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |