BRPI0903884A2 - composições em pasta estáveis de cimento espumado e métodos para sua fabricação e uso - Google Patents
composições em pasta estáveis de cimento espumado e métodos para sua fabricação e uso Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0903884A2 BRPI0903884A2 BRPI0903884-1A BRPI0903884A BRPI0903884A2 BR PI0903884 A2 BRPI0903884 A2 BR PI0903884A2 BR PI0903884 A BRPI0903884 A BR PI0903884A BR PI0903884 A2 BRPI0903884 A2 BR PI0903884A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- composition
- cement
- mixtures
- combinations
- amount
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 148
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 103
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000004872 foam stabilizing agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 18
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 18
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 17
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 16
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 14
- -1 brines Substances 0.000 claims description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 13
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 10
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims description 10
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 10
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 9
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 9
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 5
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 5
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 4
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 3
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 3
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 claims description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims description 2
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- DOTMOQHOJINYBL-UHFFFAOYSA-N molecular nitrogen;molecular oxygen Chemical compound N#N.O=O DOTMOQHOJINYBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 abstract description 10
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 14
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 10
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 8
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 7
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 6
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 6
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 6
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 6
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 6
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 5
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 125000005843 halogen group Chemical group 0.000 description 5
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 5
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 5
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 4
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 4
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 3
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 3
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- AIXAANGOTKPUOY-UHFFFAOYSA-N carbachol Chemical group [Cl-].C[N+](C)(C)CCOC(N)=O AIXAANGOTKPUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000003904 phospholipids Chemical group 0.000 description 3
- 229920000371 poly(diallyldimethylammonium chloride) polymer Polymers 0.000 description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 2
- ZNSMNVMLTJELDZ-UHFFFAOYSA-N Bis(2-chloroethyl)ether Chemical compound ClCCOCCCl ZNSMNVMLTJELDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical compound [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 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 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 2
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- HJMZMZRCABDKKV-UHFFFAOYSA-N carbonocyanidic acid Chemical compound OC(=O)C#N HJMZMZRCABDKKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 150000004985 diamines Chemical group 0.000 description 2
- IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N dimethylaminopropylamine Chemical compound CN(C)CCCN IUNMPGNGSSIWFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N dimethylazanium;chloride Chemical compound Cl.CNC IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011038 discontinuous diafiltration by volume reduction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 229920003145 methacrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 2
- BDJRBEYXGGNYIS-UHFFFAOYSA-N nonanedioic acid Chemical compound OC(=O)CCCCCCCC(O)=O BDJRBEYXGGNYIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 150000004714 phosphonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- SCYULBFZEHDVBN-UHFFFAOYSA-N 1,1-Dichloroethane Chemical compound CC(Cl)Cl SCYULBFZEHDVBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- APQIUTYORBAGEZ-UHFFFAOYSA-N 1,1-dibromoethane Chemical compound CC(Br)Br APQIUTYORBAGEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCPCKNHXULUIY-RGULYWFUSA-N 1,2-distearoyl-sn-glycero-3-phosphoserine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP(O)(=O)OC[C@H](N)C(O)=O)OC(=O)CCCCCCCCCCCCCCCCC TZCPCKNHXULUIY-RGULYWFUSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FPVJYHHGNGJAPC-UHFFFAOYSA-N 2-[3-(decanoylamino)propyl-dimethylazaniumyl]acetate Chemical compound CCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O FPVJYHHGNGJAPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SUZKAIPUWCLPCH-UHFFFAOYSA-N 2-[dimethyl-[3-(octanoylamino)propyl]azaniumyl]acetate Chemical group CCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O SUZKAIPUWCLPCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IXOCGRPBILEGOX-UHFFFAOYSA-N 3-[3-(dodecanoylamino)propyl-dimethylazaniumyl]-2-hydroxypropane-1-sulfonate Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC(O)CS([O-])(=O)=O IXOCGRPBILEGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MEJASPJNLSQOAG-UHFFFAOYSA-N 3-[benzyl(dimethyl)azaniumyl]propane-1-sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)CCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 MEJASPJNLSQOAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N Acrylamide-acrylic acid resin Chemical compound NC(=O)C=C.OC(=O)C=C RNIHAPSVIGPAFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JZNWSCPGTDBMEW-UHFFFAOYSA-N Glycerophosphorylethanolamin Natural products NCCOP(O)(=O)OCC(O)CO JZNWSCPGTDBMEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZWZWYGMENQVNFU-UHFFFAOYSA-N Glycerophosphorylserin Natural products OC(=O)C(N)COP(O)(=O)OCC(O)CO ZWZWYGMENQVNFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000011782 Keratins Human genes 0.000 description 1
- 108010076876 Keratins Proteins 0.000 description 1
- 239000002879 Lewis base Substances 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CNXPCGBLGHKAIL-UHFFFAOYSA-N NSDB 211 Chemical compound OCC[N+](C)(C)CCCS([O-])(=O)=O CNXPCGBLGHKAIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 description 1
- 235000019483 Peanut oil Nutrition 0.000 description 1
- QPFYXYFORQJZEC-FOCLMDBBSA-N Phenazopyridine Chemical compound NC1=NC(N)=CC=C1\N=N\C1=CC=CC=C1 QPFYXYFORQJZEC-FOCLMDBBSA-N 0.000 description 1
- 229910006127 SO3X Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 235000019486 Sunflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- OLBVUFHMDRJKTK-UHFFFAOYSA-N [N].[O] Chemical compound [N].[O] OLBVUFHMDRJKTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical group 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Chemical group 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical group 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical group 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000000828 canola oil Substances 0.000 description 1
- 235000019519 canola oil Nutrition 0.000 description 1
- 229940073742 capramidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 229940106189 ceramide Drugs 0.000 description 1
- 150000001783 ceramides Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000010634 clove oil Substances 0.000 description 1
- 239000011362 coarse particle Substances 0.000 description 1
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 239000002178 crystalline material Substances 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001925 cycloalkenes Chemical class 0.000 description 1
- ZRKZFNZPJKEWPC-UHFFFAOYSA-N decylamine-N,N-dimethyl-N-oxide Chemical compound CCCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] ZRKZFNZPJKEWPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 125000005265 dialkylamine group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004656 dimethylamines Chemical group 0.000 description 1
- SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N dodecyldimethylamine N-oxide Chemical compound CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 1
- NNCRHRDBFDCWPA-UHFFFAOYSA-N ethyl dimethyl ammonio propane sulfonate Chemical compound CC[N+](C)(C)CCCS([O-])(=O)=O NNCRHRDBFDCWPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000010685 fatty oil Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000002306 glutamic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001261 hydroxy acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical group C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 150000007527 lewis bases Chemical class 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 125000005645 linoleyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- MYWUZJCMWCOHBA-VIFPVBQESA-N methamphetamine Chemical group CN[C@@H](C)CC1=CC=CC=C1 MYWUZJCMWCOHBA-VIFPVBQESA-N 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 150000003956 methylamines Chemical group 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- HSZXHHJDZOEAHO-UHFFFAOYSA-N n,n,10-trimethylundecan-1-amine oxide Chemical compound CC(C)CCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] HSZXHHJDZOEAHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019462 natural additive Nutrition 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000003346 palm kernel oil Substances 0.000 description 1
- 235000019865 palm kernel oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 description 1
- 239000000312 peanut oil Substances 0.000 description 1
- WTJKGGKOPKCXLL-RRHRGVEJSA-N phosphatidylcholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)OC(=O)CCCCCCCC=CCCCCCCCC WTJKGGKOPKCXLL-RRHRGVEJSA-N 0.000 description 1
- 150000008104 phosphatidylethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 1
- OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L potassium sulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052939 potassium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011151 potassium sulphates Nutrition 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N protonated dimethyl amine Natural products CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940070891 pyridium Drugs 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 238000007712 rapid solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 239000003813 safflower oil Substances 0.000 description 1
- 235000005713 safflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 235000015040 sparkling wine Nutrition 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 125000000547 substituted alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002600 sunflower oil Substances 0.000 description 1
- 239000013526 supercooled liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- 230000001256 tonic effect Effects 0.000 description 1
- 125000005270 trialkylamine group Chemical group 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/08—Slag 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
- C04B38/00—Porous mortars, concrete, artificial stone or ceramic ware; Preparation thereof
- C04B38/10—Porous mortars, concrete, artificial stone or ceramic ware; Preparation thereof by using foaming agents or by using mechanical means, e.g. adding preformed foam
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Porous Artificial Stone Or Porous Ceramic Products (AREA)
Abstract
A presente invenção refere-se a uma composição de cimento espumada para utilização em várias operações de cimentação de poços, e métodos para prepará-la e usá-la. A composição de cimento espumada basicamente inclui um cimento, água suficiente para formar uma pasta bombeável, um gás suficiente para espumar a pasta, um agente de espumação e opcionalmente um agente de estabilização de espuma.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "COMPOSIÇÕESEM PASTA ESTÁVEIS DE CIMENTO ESPUMADO E MÉTODOS PARA SUAFABRICAÇÃO E USO".
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO
1. Campo da Invenção
A presente invenção refere-se a pastas de cimento espumado.
Mais particularmente, a presente invenção refere-se a pastasestáveis de cimento espumado, onde as pastas incluem um cimento, umsistema de espumação incluindo um agente de espumação iônico contendoum tensoativo e um polímero aniônico ou um polímero catiônico com ou semum tensoativozwitteriônico. Os cimentos espumados desta invenção possu-em características de espuma melhoradas mostrando melhorias de cerca de10% a cerca de 80% na pressão atmosférica e produzem espumas estáveisem temperaturas que vão de temperatura ambiente a cerca de 176,7 °C.
2. Descrição da Técnica Relacionada
O uso de agentes de espumação para fornecer composições decimento leve foi primeiro apresentado na Patente norte-americana Ns 5 711 801concedida a Chatterji et.al., onde a densidade de pasta ficava na faixa de cercade 0,72 g/cm3 a cerca de 1,92 g/cm3 por adição de 5% a 80% em volume defase gasosa para formar a composição espumada resultante. Subseqüente-mente, as patentes dos Estados Unidos N2S 5.897.699; 5.900.053;5.966.693; 6.063.738; 6.227.294; 6.244.343; 6.336.505; 6.364.945;6.367.550; 6.547.871; 6.797.054; 6.619.399; 6.955.294; 6.336.505;6.953.505; 6.835.243; 7.008.477; 7.013.975; e 7.191.834 descrevem o usode sistemas tensoativos baseados em agente espumante e estabilizador deespuma como tensoativo sulfato de éter, álcool etoxilado, alfa-olefina sulfo-nada, tensoativo alquila ou alqueno amidopropil betaína, oxido de alquila oualqueno amidopropil dimetil amina, queratina hidrolisada, sal de amônio deum éter sulfato de alquila, cocamidopropil hidroxisultaína, cocoamidopropildimetilóxido, capril/capramido propil betaína, capril/capramido propil dimetiloxido de amina. Patente Norte-americana N9 6.235.809 divulgou o uso depoliacrilato de sódio e terpolímero AMPS para estabilizar sistemas de cimentoespumado.
Embora sejam bem conhecidas várias composições de cimentoespumado, há ainda necessidade na técnica de composições de cimentoespumado adicionais, especialmente composições tendo características deespuma melhoradas.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
A presente invenção prove composições de cimento compressí-veis, leves e de pega rápida, para poços, que após cura formam massassubstancialmente impermeáveis resistentes a alta força de compressão emétodos para uso dessas composições em operações de completação ereparo de poços. As composições e métodos são adequados para cimenta-ção de poços que exigem composições de cimento leves ou de densidademais baixa que sejam capazes de evitar o influxo de líquido e ou gás deformação pressurizado para o interior das composições de cimento no pro-cesso de cura. As composições de cimento e os métodos são particularmen-te adequados para a realização de operações de cimentação primária empoços profundos pelo fato das composições de cimento serem leves, terempouca perda de fluido, tempos de transição curtos, serem compressíveis eterem boas propriedades de isolamento.
Como será aqui descrito, as composições de cimento desta in-venção são espumadas com um gás e consequentemente possuem densi-dades relativamente baixas, isto é, densidades na faixa de cerca de 0,72 acerca de 1,92 g/cm3.
Uma vantagem adicional das composições de cimento destainvenção quando usadas em uma cimentação primária é que em resultadode serem espumadas, as composições são compressíveis. Isto é, quandocolocada em um anel a ser cimentado, a composição de cimento desta in-venção é comprimida a uma pressão acima da pressão em que fluidos deformação fluem para o interior do anel, aumentando, assim, a resistência dacomposição de cimento ao fluxo de fluido de formação durante seu tempode transição. Esta característica é devida à expansão do gás comprimidopara compensar a hidratação e redução do volume por perda de fluido dascomposições de cimento durante a cura. Com a mesma redução de volume,uma composição de cimento não-compressível terá sua pressão grande-mente reduzida enquanto uma composição de cimento compressível per-manecerá em uma pressão relativamente constante até a cura da composi-ção de cimento, evitando, assim que água e/ou gás entre no anel e flua a-través do cimento que está sendo curado.
Outra vantagem das composições de cimento da presente in-venção é que por serem espumadas, as composições fornecem excelenteisolamento térmico entre o furo do poço e uma tubulação cimentada no lo-cal. Uma composição não-espumada de cimento tem tipicamente uma con-dutividade térmica de 0,61 W/m.K (0,35 BTU/h.pé.°F) enquanto uma com-posição de cimento espumada da mesma densidade tem uma condutividadetérmica de 0,26 W/m.K (0,15 BTU/h.pé.°F). As aplicações de composiçõesde cimento que possuem baixa condutividade térmica incluem, mas não serestringem a, poços com injeção de vapor ou poços que penetram uma ca-mada de permafrost ou uma formação de hidratos de gás.
Ainda outra vantagem de uma composição de cimento espuma-da é que após a cura, o gás disperso no cimento curado aumenta a ductili-dade do cimento curado em comparação com cimentos não-espumados.
Cimentos espumados possuem um módulo de Young de cerca de 0,138GPa (0,02 x 106 psi) em comparação com cimentos não porosos tendo ummódulo de Young de cerca de 17,24 GPa (2,5 x 106 psi).
As composições de cimento desta invenção são basicamentecompostas de cimento, água ou um fluido de base aquosa substituto paraágua presente em uma quantidade suficiente para formar uma pasta bom-beável, um gás presente em uma quantidade suficiente para espumar a pas-ta e produzir uma densidade de pasta na faixa de cerca de 0,72 a 1, 92g/cm3 (6 a 16 libras por galão), um agente de espumação para facilitar a es-pumação, da composição de cimento e, opcionalmente, um agente de esta-bilização de espuma para manter a composição de cimento no estado es-pumado durante a aplicação e a cura.
A presente invenção fornece pastas estáveis de cimento espu-mado, em que as pastas incluem um cimento, e um sistema de espumaçãoincluindo um sistema de gel iônico. O sistema de gel iônico inclui uma inte-ração iônica entre: (1) um tensoativo(s) catiônico(s) e um sistema(s) de po-límero aniônico / tensoativo zwitteriônico ou (2) um tensoativo(s) aniônico(s)e um sistema(s) de polímero catiônico/tensoativo zwitteriônico. Os cimentosespumados resultantes possuem características de espuma melhoradasapresentando melhorias entre cerca de 10% e cerca de 80% na pressãoatmosférica e produzem espumas estáveis em temperaturas que vão detemperatura ambiente até cerca de 176,7°C (350°F).
A presente invenção prove composições de cimento para poçosmelhoradas, leves, de cura rápida e métodos que atendem as necessidadesdescritas acima e superam as deficiências da técnica anterior. As composi-ções de cimento basicamente fornecem um cimento de escória, água ou umfluido de base aquosa substituto para água presente na composição emuma quantidade suficiente para formar uma pasta bombeável, um gás pre-sente na composição em uma quantidade suficiente para espumar a pasta eproduzir uma densidade de pasta na faixa de cerca de 0,72 a 1,92 g/cm3 (6a 16 libras por galão), uma composição de espuma e um agente de estabili-zação de espuma.
A presente invenção fornece um método para espumação decimento, onde o método inclui a etapa de adição de uma composição deespumação incluindo um sistema de gel iônico. O sistema de gel iônico in-clui uma interação iônica entre: (1) um tensoativo(s) catiônico(s) e um siste-ma(s) de polímero aniônico / tensoativo zwitteriônico ou (2) um tensoativo(s)aniônico(s) e um sistema(s) de polímero catiônico/tensoativo zwitteriônico.Antes, durante ou após a adição da composição de espumação, é injetadoum gás no cimento para formar um cimento espumado.
A presente invenção também prove um método que inclui a e-tapa de aplicação de uma composição de cimento compressível, leve, decura rápida, desta invenção em uma zona de um poço a ser cimentado. Ométodo também inclui a etapa de manutenção da composição de cimentona zona por um tempo suficiente para a composição de cimento curar for-mando uma massa substancialmente impermeável de alta resistência.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO
Os inventores descobriram que pode ser preparada uma formu-lação estabilizada de cimento espumado que produz um cimento espumadotendo características de espuma melhoradas. O cimento espumado estabili-zado inclui um sistema de espumação contendo um produto ligado ionica-mente (ou ligado eletrovalentemente) formado pela interação de polímeroscatiônicos e/ou polímeros aniônicos com um sistema de espumação de car-ga oposta. Como exemplo de uma composição de espumação desta inven-ção, os inventores prepararam composições de espumação incluindo umasolução de polímero catiônico como cloreto de polidialil dimetil amônio e umsistema de espumação aniônico como lauril sulfato de sódio, onde o políme-ro catiônico e o espumante aniônico interagem para gerar um sistema de gelcoacervado que confere grande altura de espuma e estabilidade a uma pas-ta de cimento espumado. Os inventores também descobriram que as pastasde cimento espumado resultantes podem também incluir um agente de es-tabilização contendo uma cocoamidopropil betaína e um oxido de coco ami-na adaptado para estabilizar adicionalmente a estrutura de espuma do ci-mento e sua textura.
A presente invenção refere-se de maneira geral a um cimentoespumado tendo características melhoradas de espuma, onde o cimentoinclui um polímero e um sistema de espumação de cargas opostas para es-tabilizar a espuma gerada. O cimento pode também incluir um agente deestabilização para estabilizar adicionalmente a espuma gerada. Somente aPatente Norte-americana N° 6.364.945 também menciona o uso de gel reti-culado particulado usando hidroxialquilcelulose enxertada com ácido vinilfosfônico e base de Brõnsted-Lowry ou Lewis reticulada. Este gel é subseqüen-temente degradado por meios oxidativos e enzimaticos. O uso do sistema degel é para formar um cimento permeável como um filtro de areia. Entretanto,nesse sistema não há interação entre o sistema particulado reticulado e oagente de espumação para estabilizar a pasta de cimento espumado.
A presente invenção também se refere, de maneira geral, a ummétodo para cimentar uma zona em um poço, que inclui basicamente asetapas de aplicação de uma composição de cimento compressível, leve, decura rápida, desta invenção, que pelo processo de cura forma uma massasubstancialmente impermeável de alta resistência na zona subterrânea a sercimentada, e manutenção da composição de cimento na zona por um temposuficiente para a composição de cimento completar a cura.
O mercado de cimento demanda espumas de cimento que se-jam estáveis e esta invenção demonstra que géis ligados por ligações tôni-cas incorporados na pasta de cimento propiciam estabilidade da espuma.
A adição de um viscosificante compatível com o cimento e areticulação do agente de viscosificação gerarão uma espuma estável emcondições de temperatura elevada. A novidade desta prática é que o agentede espumação funciona como reticulador e gerador de espuma.
Os produtos atuais do mercado usam nossos espumantes de basenormais com um aditivo natural como estabilizante. Ou o produto usa um siste-ma de reticulação melhor para fornecer o produto estabilizado que é sintético.
Como indicado acima, a química é diferente, ou a metodologia édiferente, e o desempenho é superior.
Reaqentes Adequados
Cimento
Cimentos adequados para uso nesta invenção incluem, semlimitação, todas as classes API de cimentos, outros cimentos usados emaplicações de campo petrolífero, cimentos de escória, ou suas misturas oucombinações.
Cimentos de escória adequados, úteis na prática desta inven-ção incluem, sem limitação, escória particulada, um ativador como cal e ou-tros aditivos como um dispersante. A escória particulada é um subprodutodo alto forno formado na produção de ferro fundido, granulado, e é compos-to, de maneira geral, de impurezas oxidadas encontradas em um minério deferro. Durante a operação de um alto forno para remover ferro de minério deferro, é formado um produto residual fundido. Por evitar que o produto fun-dido se cristalize e, portanto perca sua energia de cristalização, um líquidosuper resfriado ou material vítreo não-cristalino pode ser formado. O materi-al vítreo não-cristalino, que também foi descrito como uma substância vítrealivre de materiais cristalinos, como determinado por análise de difração deraios X, é capaz de apresentar alguma atividade hidráulica ao ter seu tama-nho de partícula reduzido, por moagem, até um tamanho de partícula fino,na faixa de cerca de 1 a cerca de 100 microns.
Cristalização do produto residual de alto forno fundido é evitadae o líquido vítreo super resfriado se forma pelo resfriamento rápido do mate-rial residual fundido. Este resfriamento rápido pode ser realizado pela pulve-rização do material residual fundido com correntes de água, que causamsolidificação rápida e formação de uma pasta aquosa de partículas peque-nas similares a areia. A água é removida da pasta e as partículas grosseirasremanescentes são moídas a um tamanho de partícula fino, tendo uma finu-ra Blaine na faixa de cerca de 5.000 a cerca de 7.000, no máximo da prefe-rência de cerca de 5.200 a cerca de 6.000 cm2/g.
Um ou mais ativadores são adicionados à escória, o que lheproporciona atividade hidráulica em temperaturas mais baixas. Esses ativa-dores incluem cal hidratada, Ca(OH)2, hidróxido de sódio, sulfato de sódio,carbonato de sódio, silicato de sódio e cimento Portland. O ativador ou ati-vadores usados são combinados com a escória particulada em uma quanti-dade na faixa de cerca de 0,5% a cerca de 10 % em peso da escória.
Em uma modalidade, o cimento de escória para uso na presen-te invenção é composto de escória particulada tendo uma finura Blaine decerca de 5.900 cm2/g, carbonato de sódio presente em uma quantidade decerca de 2 % em peso da escória particulada e um dispersante presente emuma quantidade de cerca de 1,4 % em peso da escória.
Água
Água adequada para uso nas composições de cimento destainvenção incluindo, sem restrição, água de qualquer fonte desde que nãocontenha excesso de compostos que reajam adversamente com ou afetemde outra forma outros componentes das composições de cimento. Por e-xemplo, a água pode ser água doce, água salgada, salmouras ou água domar. Além disso, qualquer fluido de base aquosa disponível que não reajaadversamente com componentes da composição de cimento pode substituira água. Por exemplo, fluido de perfuração de poço de base aquosa disponí-vel no situo do poço pode ser utilizado sozinho ou em combinação com á-gua. Em aplicações offshore, é conveniente utilizar água do mar para formaras composições de cimento. A água usada está presente em uma composi-ção de cimento desta invenção em uma quantidade suficiente para formaruma pasta bombeável do cimento de escória. Geralmente, a água se encon-tra presente na faixa de cerca de 20% a cerca de 80% em peso do cimentode escória na composição.
Gases adequados para uso na pasta de cimento espumadodesta invenção incluem, sem restrição, nitrogênio, ar, ou outras misturas degás oxigênio-nitrogênio, ou qualquer outro gás que não afete adversamentea formação de cimento ou suas misturas ou combinações. Em certas moda-lidades, o gás usado nos cimentos é nitrogênio. Geralmente, o gás se en-contra presente em uma quantidade suficiente para espumar a pasta de ci-mento e produzir uma densidade de pasta na faixa de cerca de 0,72 g/cm3 a1,92 g/cm3, (6 a 16 libras por galão) isto é, uma quantidade na faixa de cer-ca de 5% a cerca de 75% em volume da composição espumada resultante.
Polímeros aniônicos
Polímeros aniônicos adequados para uso na presente invençãoincluem, sem limitação, copolímeros de acrilamida e ácido acrílico, terpolímerosde acrilamida-ácido acrílico-AMPS, poli-/-glutamatos, poliestireno-sulfonatos desódio, poliestireno-sulfonatos de potássio, copolímeros de metacrilamida e áci-do acrílico, copolímeros de acrilamida e ácido metacrílico, copolímeros de me-tacrilamida e ácido metacrílico, polímeros incluindo acrilamida, ácido acrílico,metacrilamida e ácido metacrílico, e suas misturas ou combinações.
Polímeros catiônicos
Polímeros catiônicos adequados para uso na presente invençãoincluem, sem restrição, homopolímeros de sais de amônio quaternário comocloreto de polidialil dimetil amônio, copolímeros de sais de amônio quaterná-rio e amida acrílica, copolímeros de sais de amônio quaternário e dióxido deenxofre, copolímeros em bloco de sais quaternários de amônio e epicloridri-na, poliacrilamidas catiônicas, e suas misturas ou combinações.
Tensoativos
Agentes adequados de espumação para uso na invenção inclu-em, sem restrição, um ou uma mistura de tensoativos catiônicos ou um ouuma mistura de tensoativos aniônicos.
Tensoativos catiônicos adequados incluem, sem restrição, qual-quer tensoativo catiônico como sais de monocarbil amônio, sais de dicarbilamônio, sais de tricarbil amônio, sais de monocarbil fosfônio, sais de dicarbilfosfônio, sais de tricarbil fosfônio, sais carbilcarbóxi, sais quaternários deamônio, imidazolinas, aminas etoxiladas, fosfolipídios quaternários, tensoati-vos amônio gemini, bis ou di quaternário como haletos de amônio bis qua-ternário de bis etano, propano ou butano halogenado ou de alcanos superio-res halogenados, por exemplo, dicloroetano ou dibromoetano, ou éteres bishalogenados como dicloroetiléter (DCEE). Haletos de amônio bis quaterná-rio preferidos são preparados a partir de dimetil aminas terciárias substituí-das, onde o substituinte inclui entre cerca de 4 e cerca de 30 átomos decarbono, preferivelmente, entre cerca de 6 e cerca de 24 átomos de carbo-no, e particularmente, entre cerca de 8 e cerca de 24 átomos de carbono, eonde um ou mais dos átomos de carbono podem ser substituídos por umátomo de oxigênio na forma de um éter e/ou porção hidroxila e/ou um átomode nitrogênio na forma de uma porção amido. Hidrocarbonetos haletos deamônio bis quaternário particularmente preferidos são preparados a partir deácidos de ocorrência natural, como ácidos graxos, ácidos sintéticos, ácidosde ocorrência natural modificados ou suas misturas ou combinações. Ácidosde ocorrência natural preferidos são aqueles encontrados em óleos de ocor-rência natural como óleo de coco, óleo de palma, óleo de palmiste, óleo desoja, óleo de açafroa, óleo de girassol, óleo de amendoim, óleo de canola,ou de animal como óleo de sebo e seus derivados. Bis(haletos de amônioquaternário) são preparados a partir de metil aminas terciárias dissubstituí-das, onde os substituintes incluem entre cerca de 4 e cerca de 30 átomos decarbono, preferivelmente, entre cerca de 6 e cerca de 24 átomos de carbo-no, e particularmente, entre cerca de 8 e cerca de 24 átomos de carbono, eonde um ou mais dos átomos de carbono podem ser substituídos por umátomo de oxigênio na forma de um éter e/ou porção hidroxila e/ou um átomode nitrogênio na forma de uma porção amido como amidopropil aminas ter-ciárias, derivadas da reação de dimetil aminopropilamina (DMAPA) ou dia-minas primária-terciária com terminação similar, reagidas com os óleos aci-ma mencionados ou seus correspondentes ácidos graxos, ou hidroxiácidos.
Outros tensoativos catiônicos preferidos são ácidos ou anidridos diméricosincluindo anidrido maléico alquil substituído, ácido dietil malônico alquil subs-tituído, ou diácidos superiores alquil substituídos como ácido azeláico (C9),ácidos triméricos como NTA (ácido nitriloacético), e ácido aconítico e trime-tellic anhydride [sic] são úteis embora produzindo um trímero superior. Aamina terciária pode ser obtida por reação de uma diamina com um ácido ouóleo graxo, reação com uma amina e, então, conversão da outra amina pri-mária em terciária por adição de tetra-hidrofurano, oxido de etileno, oxido depropileno, oxido de butileno, epicloridrina, ou similar e, adicionalmente, ondeos hidrogênios terminais da amina primária podem ser alquilados usandomisturas de formaldeído / ácido fórmico.
Tensoativos aniônicos adequados incluem, sem restrição, ten-soativos sulfato aniônicos, sulfonato de alquil éters, alquilaril sulfonatos, ousuas misturas ou combinações. Exemplos de tensoativos sulfato de sódio,amônio ou potássio incluem aqueles tendo a fórmula geral R1-S03~X+, ondeX+ é selecionado no grupo que consiste em Na+, K+, NH4+, ou suas misturasou combinações; R1 é um grupo contendo carbono incluindo um grupo alqui-la, um grupo arila, um grupo alcarila, um grupo aralquila ou suas misturas.Em certas modalidades, os tensoativos aniônicos incluem tensoativos desódio, amônio ou potássio, que incluem tensoativos sulfato de sódio, amônioou potássio de cadeias curtas, tendo entre 2 e cerca de 20 átomos de car-bono, especialmente, entre cerca de 4 e 18 átomos de carbono e mais parti-cularmente, entre cerca de 12 e cerca de 18 átomos de carbono.
Sulfonatos de alquilarila incluem, sem restrição, ácidos alquilbenzeno sulfônico e seus sais, ácidos dialquilbenzeno dissulfônicos e seussais, ácidos dialquilbenzenossulfônicos e seus sais, ácidos alquiltolueno/alquilxileno sulfônicos e seus sais, ácidos alquilnaftaleno sulfônicos / ácidosalquilnaftaleno sulfônicos condensados e seus sais, ácidos alquilfenol sulfô-nicos/ ácidos alquilfenol sulfônicos condensados e seus sais, ou suas mistu-ras ou combinações.
Sulfonato de alquil éter preferidos incluem, sem restrição, sulfo-nato de alquil éters tendo a fórmula geral R2 [-(0-R30)m-(R40)n-(R5)]y onde:R2 = alquila, alquenila, amina, alquilamina, dialquilamina, trialquilamina, aro-mático, poliaromático, cicloalcano, cicloalqueno, R3 , R4 = C 2H4 ou C3H6 ouC4H8, R4 = C7H14SO3X a C30H6o SO 3X linear ou ramificado quando y =1, R5 =C7H14SO3X a C3oH60 SO3 X linear ou ramificado ou H quando y > 1 mas pelomenos um R4 deve ser C7H14S03X a C3oH60 SO3X linear ou ramificado, M émaior ou igual a 1, n é maior ou igual a 0, n + m = 1 a 30+, y é maior ou i-gual a1, X = metal alcalino ou metal alcalino-terroso ou amônio ou amina.
Em outras modalidades, os tensoativos aniônicos são sal desódio de ácidos sulfônicos alfa-olefínico, que são misturas de compostosdas fórmulas:
<formula>formula see original document page 12</formula>
em que nem são,-individualmente, inteiros na faixa de cerca de 6 a cerca de16; p e q são, individualmente, inteiros na faixa de cerca de 7 a cerca de 17; e Xe Y são frações e a soma de X com Y é 1 e suas misturas ou combinações.
Em outras modalidades, os tensoativos aniônicos são álcooléter sulfatos de fórmula:
<formula>formula see original document page 12</formula>
em que a é um inteiro na faixa de cerca de 6 a cerca de 10; e b é um inteirona faixa de cerca de 3 a cerca de 10 e suas misturas ou combinações.
Em outras modalidades, o agente de espumação é lauril sulfatode sódio.
O agente de espumação particular empregado dependerá devários fatores como dos tipos de formações em que o cimento espumadodeve ser aplicado, etc. Geralmente, o agente de espumação utilizado é in-cluído na composição de cimento desta invenção em uma quantidade nafaixa de cerca de 0,5% ao cerca de 10% em peso de água na composição.Quando o agente de espumação é um dos tensoativos preferidos descritosacima, este é incluído na composição em uma quantidade na faixa de cercade 0,5% a cerca de 5% em peso da água da composição.
Agentes de estabilização
Agentes de estabilização adequados para uso nos cimentosespumados desta invenção incluem, sem restrição, compostos zwitteriôni-cos, óxidos de amina, óxidos de polialquileno alquilados, ou suas misturasou combinações.
Compostos zwitteriônicos adequados incluem, sem restrição: (1)qualquer composto tendo a estrutura geral R6,R7,R8N+ - R9 - CO2, onde R6,R7, e R8 são grupos contendo carbono, grupos contendo carbono amido,grupos contendo carbono éter, iguais ou diferentes, ou suas misturas, e R9 éum grupo alquenila, grupo alquenilóxido ou suas misturas; (2) qualquercomposto tendo a estrutura geral R10(R7,R8N+ - R9 - C02)n, onde R7 e R8 sãogrupos contendo carbono, grupos contendo carbono amido, grupos conten-do carbono éter, iguais ou diferentes, ou suas misturas, R9 é um grupo al-quenila, grupo alquenilóxido ou suas misturas, e R e um substituinte multi-valente tendo uma valência n entre 2 e cerca de 6, por exemplo, porção CH2quando n é 2, uma porção CH quando n é 3 e um átomo C quando n é 4; (3)qualquer composto tendo a estrutura geral R12 - C(O) - N(R11) - R13 - N+(R7,R8)- R9 - C02, onde R7, R8, R11 e R12 são grupos contendo carbono, gru-pos contendo carbono amido, grupos contendo carbono éter, iguais ou dife-rentes, ou suas misturas e R9 e R13 são grupos alquenila, grupos alqueniló-xido iguais ou diferentes ou suas misturas, (4) qualquer composto tendo aestrutura geral R14 - [R15 - C(O) - N(R11) - R13 - N+(R7,R8) - R9 - C02]m, ondeR7, R8 e R11 são grupos contendo carbono, grupos contendo carbono amido,grupos contendo carbono éter, iguais ou diferentes, ou suas misturas e R9,R13 e R15 são grupos alquenila, grupos alquenilóxido iguais ou diferentes ousuas misturas, e R14 é um substituinte multivalente tendo uma valência mentre 2 e cerca de 6; outro agente zwitteriônico ácido de amônio similar; ousuas misturas ou combinações. Compostos zwitteriônicos preferidos sãobetaínas como cocamidopropil betaína, 5-(1-piperidiniometil)-1/-/-tetrazolí-deo, ou compostos zwitteriônicos similares. Outros compostos zwitteriônicospara uso nesta invenção incluem, sem restrição, fosfolipídios capazes deassumir um estado zwitteriônico como fosfatidilcolina, fosfatidilserina, fosfa-tidiletanolamina, esfingomielina e outras ceramidas, bem como vários outrosfosfolipídios zwitteriônicos. Sulfo-betaínas e compostos zwitteriônicos rela-cionados preferidos incluem, sem restrição, N-Decil-N,N-dimetil-3-amônio-1-propanossulfonato; Dimetilbenzil-(3-sulfopropil)amônio; Dimetiletil-(3-sulfo-propil)amônio; Dimetil-(2-hidroxietil)-(3-sulfopropil)amônio; 4-n-Hexilbenzoila-mido-propil-dimetilamoniossulfobetaína; -Metil-N-(3-sulfopropil)morfolínio; 4-n-Octilbenzoilamido-propil-dimetilamoniossulfobetaína; 1 -(3-Sulfopropil) pirí-dio; N-Tetradecil-N,N-Dimetil-3-Amônio-1-Propanossulfonato, ou similar ousuas misturas ou combinações.
Em certas modalidades, os compostos zwitteriônicos possuem afórmula:
<formula>formula see original document page 14</formula>
em que R é um grupo hidrocarbônico Cio a C-is alifático saturado ou um gru-po oleíla ou um grupo linoleíla e suas misturas ou combinações.
Em outras modalidades, o composto zwitteriônico tem a fórmula:
<formula>formula see original document page 14</formula>
em que R é um radical coco.
Óxidos de amina adequados para uso na presente invençãoincluem, sem restrição, compostos da fórmula:
<formula>formula see original document page 14</formula>
em que os grupos R16 são independentemente selecionados entre gruposCi a C4 carbila, onde um ou mais dos átomos de carbono podem ser substi-tuídos com um átomo de O, um átomo de S, um grupo CONR, ou outro á-tomo ou grupo que tenha caráter hidrofóbico e onde um ou mais dos átomosde hidrogênio podem ser substituídos com um átomo de halogênio ou gru-pos com caráter similar a hidrogênio, onde R é um grupo alquila, e o grupoR17 é um grupo Cn a C16 carbila ramificado, onde um ou mais dos átomosde carbono podem ser substituídos com um átomo de O, um átomo de S,um grupo CONR, ou outro átomo ou grupo que tenha caráter hidrofóbico eonde um ou mais dos átomos de hidrogênio podem ser substituídos com umátomo de halogênio ou grupos com caráter similar a hidrogênio, onde R éum grupo alquila. Em certas modalidades, os grupos R16 são grupos metila,etila, e hidroxietila. Em outras modalidades, os grupos R16 são grupos meti-la. Em certas modalidades, o grupo R17é um grupo C-|2 a C13 carbila, ondeum ou mais dos átomos de carbono podem ser substituídos com um átomode O, um átomo de S, um grupo CONR, ou outro átomo ou grupo que tenhacaráter hidrofóbico e onde um ou mais dos átomos de hidrogênio possamser substituídos com um átomo de halogênio ou grupos com caráter similara hidrogênio, onde R é um grupo alquila
Exemplos dos óxidos de amina para uso nas formulações dapresente invenção incluem oxido de cocoamina, oxido de isononildimetila-mina, oxido de isododecildimetilamina, oxido de isotridecildimetilamina, oxi-do de n-decildimetilamina, oxido de n-dodecildimetilamina, e suas misturasou combinações.
Quando um agente de estabilização de espuma é utilizado, esteé incluído na composição de cimento desta invenção em uma quantidade nafaixa de cerca de 0,01% a cerca de 5% em peso de água utilizada. Quandoo agente de estabilização é um dos agentes particularmente preferidos des-critos acima, este está preferivelmente presente na composição em umaquantidade na faixa de cerca de 1% a cerca de 2% em peso de água.
Como será entendido pelos versados na técnica, as composi-ções de cimento desta invenção podem incluir vários aditivos conhecidospara obtenção das propriedades e resultados desejados como aditivos re-tardadores de pega, aditivos de controle de perda de fluido, aditivos de pe-sagem e similares.
EXPERIMENTOS DA INVENÇÃO
Para ilustração adicional das composições e métodos desta in-venção, são fornecidos os seguintes exemplos.
Na formulação apresentada abaixo, os seguintes aditivos for-mam o sistema de espuma e o sistema de estabilidade de espuma.
Aditivo A incluindo os seguintes ingredientes.
<table>table see original document page 16</column></row><table>
Aditivo B inclui 25,0% p/p SDS em água desionizada.
EXEMPLO 1
Este exemplo ilustra uma modalidade de uma formulação decimento espumado desta invenção usando uma composição de espumaincluindo dodecil sulfato de sódio (SDS), pDADMAC, cocoamidopropil betaí-na, e oxido de coco amina.
Formulação
A formulação incluiu:
<table>table see original document page 16</column></row><table>
Os ingredientes foram adicionados juntos na ordem acima e mistu-rados em um Misturador Waring até ficarem completamente misturados.
Medição da estabilidade
A composição completamente misturada foi, então, despejadaem um cilindro volumétrico até a marca de 250 mL e deixada estática àtemperatura ambiente. Os seguintes resultados estáticos foram obtidos:<table>table see original document page 17</column></row><table>
Este exemplo ilustra outra modalidade de uma formulação decimento espumado desta invenção usando uma composição de espumaincluindo dodecil sulfato de sódio (SDS), pDADMAC, cocoamidopropil betaí-na, e oxido de coco amina.
EXEMPLO 2
Este exemplo ilustra uma modalidade de uma formulação de umcimento espumado desta invenção usando uma composição de espumaincluindo dodecil sulfato de sódio (SDS), pDADMAC, cocoamidopropil betaí-na, e oxido de coco amina.
<table>table see original document page 17</column></row><table>
Os ingredientes foram adicionados juntos na ordem acima e mistu-rados em um Misturador Waring até ficarem completamente misturados.
Medição de Densidade Relativa
Cubos da composição do Exemplo 2 foram curados a tempera-
tura ambiente em um banho de água à pressão atmosférica. A densidadepara 2 cubos pesados foi determinada usando o Princípio de Archimedes.
<table>table see original document page 17</column></row><table>
Resistência à Compressão
A resistência à compressão do cubo 1 medida usando o métodode trituração foi de 361 psic.
Todas as referências aqui citadas são incorporadas por referên-cia. Embora a invenção tenha sido descrita com referência a suas modali-dades preferidas, com a leitura desta descrição os versados na técnica po-dem apreciar alterações e modificações que podem ser feitas sem se afas-tar do escopo e espírito da invenção como descrito acima e reivindicado a-baixo.
Claims (26)
1. Composição espumada de cimento contendo:uma composição espumável incluindo:um cimento,um fluido de base aquosa presente em uma quantidade entrecerca de 20 % em peso e cerca de 80 % em peso com base no peso do ci-mento,uma composição de espumação contendo um sistema de geliônico presente em uma quantidade entre cerca de 0,05 % em peso e cercade 10 % em peso de um fluido de base aquosa, eum gás presente em uma quantidade entre cerca de 5% em vol.e cerca de 85% em vol. com base na composição espumável para formar acomposição de cimento espumada.
2. Composição de acordo com a reivindicação 1, em que o ci-mento é selecionado no grupo que consiste em cimentos classe API, cimen-tos usados para aplicações de campos petrolíferos, cimentos de escória, emisturas ou combinações dos mesmos.
3. Composição de acordo com a reivindicação 1, em que o flui-do de base aquosa é selecionado no grupo que consiste em água doce, á-gua salgada, salmouras, água do mar, e suas misturas ou combinações dosmesmos.
4. Composição de acordo com a reivindicação 1, em que o gásé selecionado no grupo que consiste em nitrogênio, ar, outras misturas ni-trogênio-oxigênio, e suas misturas ou combinações.
5. Composição de acordo com a reivindicação 1, em que a com-posição de cimento espumada tem uma densidade entre cerca de 0,72 a 1,92 g/cm3 (6 a 16 libras por galão).
6. Composição de acordo com a reivindicação 1, em que o sistemade gel iônico inclui interações iônicas entre (1) um tensoativo catiônico ou váriostensoativos catiônicos e um sistema de polímero aniônico/tensoativo zwitte-rionico ou vários sistemas de polímero anionico /tensoativo zwitterionico ou(2) um tensoativo anionico ou vários tensoativosaniônicos e um sistema de polímero catiônico/tensoativo zwitteriônico ouvários sistemas de polímero catiônico /tensoativo zwitteriônico ou (3) suasmisturas ou combinações.
7. Composição de acordo com a reivindicação 7, em que o sis-tema de gel iônico se encontra presente em uma quantidade entre cerca de 0,01% e cerca de 10% em peso do fluido da composição.
8. Composição de acordo com a reivindicação 1, contendo adi-cionalmente um dispersante presente em uma quantidade entre cerca de 1,0% e cerca de 2,5% em peso do cimento.
9. Composição de acordo com a reivindicação 1, contendo adi-cionalmente um ativador selecionado no grupo que consiste de cal hidrata-da, Ca(OH)2, hidróxido de sódio, sulfato de sódio, carbonato de sódio, silica-to de sódio, cimento Portland e misturas ou combinações dos mesmos.
10. Composição de acordo com a reivindicação 9, em que oativador se encontra presente em uma quantidade entre cerca de 0,5% ecerca de 10% em peso do cimento de escória.
11. Composição de acordo com a reivindicação 1, contendo a-dicionalmente um agente de estabilização de espuma presente em umaquantidade entre cerca de 0,01% e cerca de 5% em peso do fluido da composição.
12. Composição de acordo com a reivindicação 11, em que oagente de estabilização de espuma é selecionado no grupo que consiste emcompostos zwitteriônicos, óxidos de amina, óxidos de polialquileno alquila-dos, ou misturas ou combinações dos mesmos.
13. Composição de acordo com a reivindicação 12, em que oagente de estabilização de espuma se encontra presente em uma quantida-de entre cerca de 1 % em peso e cerca de 2 % em peso com base na com-posição.
14. Método para preparo de uma composição de cimento es-pumada incluindo:adição de um cimento a um fluido aquoso,adição de uma primeira composição de aditivo compreendendo:um polímero carregado,um agente de estabilização, eáguaadição de uma segunda composição de aditivo incluindo umtensoativo de carga oposta, onde o polímero carregado e o tensoativo decarga oposta formam um sistema de gel iônico, einjeção de um montante de gás suficiente para formar a compo-sição de cimento espumada.
15. Método de acordo com a reivindicação 14, em que o cimen-to é selecionado no grupo que consiste em cimentos classe API, cimentosusados para aplicações de campo petrolífero, cimentos de escória, e mistu-ras ou combinações dos mesmos.
16. Método de acordo com a reivindicação 14, em que o fluidode base aquosa é selecionado no grupo que consiste em água doce, águasalgada, salmouras, água do mar, e misturas ou combinações dos mesmos.
17. Método de acordo com a reivindicação 14, em que o gás éselecionado no grupo que consiste em nitrogênio, ar, outras misturas nitro-gênio-oxigênio, e misturas ou combinações dos mesmos.
18. Método de acordo com a reivindicação 14, em que a com-posição de cimento espumada tem uma densidade entre cerca de 0,72 ecerca de 1,92 g/cm3.
19. Método de acordo com a reivindicação 14, em que o siste-ma de gel iônico compreende (a) um tensoativo catiônico ou vários tensoati-vos catiônicos e um polímero aniônico ou (b) um tensoativo aniônico ou vá-rios tensoativos aniônicos e um polímero catiônico, ou (c) misturas ou com-binações dos mesmos.
20. Método de acordo com a reivindicação 19, em que o siste-ma de gel iônico está presente em uma quantidade entre cerca de 0,05% ecerca de 10% em peso do fluido da composição.
21. Método de acordo com a reivindicação 14, incluindo adicio-nalmente um dispersante de cimento presente em uma quantidade entrecerca de 0,15 % e cerca de 5% em peso do fluido da composição.
22. Método de acordo com a reivindicação 14, incluindo adicio-nalmente um ativador de cimento selecionado no grupo que consiste em calhidratada, Ca(OH)2, hidróxido de sódio, sulfato de sódio, carbonato de só-dio, silicato de sódio, cimento Portland e misturas ou combinações dosmesmos.
23. Método de acordo com a reivindicação 22, em que o ativa-dor está presente em uma quantidade entre cerca de 0,5% e cerca de 10%em peso do cimento de escória.
24. Método de acordo com a reivindicação 1, contendo adicio-nalmente um agente de estabilização de espuma presente em uma quanti-dade entre cerca de 0,01% e cerca de 5% em peso do fluido da composição.
25. Método de acordo com a reivindicação 24, em que o agentede estabilização de espuma é selecionado no grupo que consiste em com-postos zwitteriônicos, óxidos de amina, óxidos de polialquileno alquilados,ou misturas ou combinações dos mesmos.
26. Método de acordo com a reivindicação 25, em que o agentede estabilização de espuma está presente em uma quantidade entre cercade 0,01 % em peso e cerca de 5 % em peso com base na composição.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/240,987 US8287640B2 (en) | 2008-09-29 | 2008-09-29 | Stable foamed cement slurry compositions and methods for making and using same |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0903884A2 true BRPI0903884A2 (pt) | 2010-07-20 |
Family
ID=41647187
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0903884-1A BRPI0903884A2 (pt) | 2008-09-29 | 2009-09-29 | composições em pasta estáveis de cimento espumado e métodos para sua fabricação e uso |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8287640B2 (pt) |
| EP (1) | EP2172532A3 (pt) |
| AR (1) | AR073407A1 (pt) |
| AU (1) | AU2009213083B8 (pt) |
| BR (1) | BRPI0903884A2 (pt) |
| CA (1) | CA2679819C (pt) |
| MX (1) | MX2009010410A (pt) |
| RU (1) | RU2447043C2 (pt) |
Families Citing this family (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8563481B2 (en) | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
| US8871694B2 (en) * | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
| US8946130B2 (en) * | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
| US8950493B2 (en) * | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
| US9334713B2 (en) | 2005-12-09 | 2016-05-10 | Ronald van Petegem | Produced sand gravel pack process |
| US8084401B2 (en) | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
| US8728989B2 (en) | 2007-06-19 | 2014-05-20 | Clearwater International | Oil based concentrated slurries and methods for making and using same |
| US7956217B2 (en) | 2008-07-21 | 2011-06-07 | Clearwater International, Llc | Hydrolyzed nitrilotriacetonitrile compositions, nitrilotriacetonitrile hydrolysis formulations and methods for making and using same |
| US9909404B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-03-06 | The Lubrizol Corporation | Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations |
| US9945220B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-04-17 | The Lubrizol Corporation | Methods and system for creating high conductivity fractures |
| US7932214B2 (en) * | 2008-11-14 | 2011-04-26 | Clearwater International, Llc | Foamed gel systems for fracturing subterranean formations, and methods for making and using same |
| US8466094B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-06-18 | Clearwater International, Llc | Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same |
| US20100305010A1 (en) * | 2009-05-28 | 2010-12-02 | Clearwater International, Llc | High density phosphate brines and methods for making and using same |
| US20100311620A1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Clearwater International, Llc | Winterizing agents for oil base polymer slurries and method for making and using same |
| US20110001083A1 (en) * | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Clearwater International, Llc | Environmentally benign water scale inhibitor compositions and method for making and using same |
| US9447657B2 (en) | 2010-03-30 | 2016-09-20 | The Lubrizol Corporation | System and method for scale inhibition |
| US8835364B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
| US8899328B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-12-02 | Clearwater International Llc | Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8851174B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-10-07 | Clearwater International Llc | Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8524639B2 (en) | 2010-09-17 | 2013-09-03 | Clearwater International Llc | Complementary surfactant compositions and methods for making and using same |
| US9085724B2 (en) | 2010-09-17 | 2015-07-21 | Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC | Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same |
| US9062241B2 (en) | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
| US8841240B2 (en) | 2011-03-21 | 2014-09-23 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
| US9022120B2 (en) | 2011-04-26 | 2015-05-05 | Lubrizol Oilfield Solutions, LLC | Dry polymer mixing process for forming gelled fluids |
| US9464504B2 (en) | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
| US8746341B2 (en) * | 2011-05-06 | 2014-06-10 | Nalco Company | Quaternary foamers for downhole injection |
| US8944164B2 (en) | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
| US8932996B2 (en) | 2012-01-11 | 2015-01-13 | Clearwater International L.L.C. | Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same |
| KR101357798B1 (ko) * | 2012-01-30 | 2014-02-04 | 주식회사 실크로드시앤티 | 시멘트 클링커 분쇄 조제용 조성물 및 이를 포함하는 시멘트 클링커 조성물 |
| CN102992802B (zh) * | 2012-08-21 | 2014-01-15 | 江苏百瑞吉新材料有限公司 | 一种水泥发泡防火保温板 |
| HRP20161347T1 (hr) * | 2012-09-24 | 2016-12-02 | Basf Se | Metoda i sustav za stvaranje pjene in-situ |
| WO2014052238A1 (en) | 2012-09-25 | 2014-04-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
| MX338862B (es) * | 2012-12-05 | 2016-04-28 | Mexicano Inst Petrol | Composicion espumante con propiedades modificadoras de la mojabilidad e inhibitorias de la corrosion para alta temperatura y ulra alta temperatura. |
| US10669468B2 (en) | 2013-10-08 | 2020-06-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reusable high performance water based drilling fluids |
| CN104944868A (zh) * | 2014-03-27 | 2015-09-30 | 南通三创机械制造有限公司 | 一种发泡水泥 |
| EP2933307A1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-10-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods for cementing wells, using foamed cementing compositions |
| US10202828B2 (en) | 2014-04-21 | 2019-02-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same |
| US10001769B2 (en) | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| US20170037303A1 (en) | 2015-08-03 | 2017-02-09 | Ecolab Usa Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
| CA3030763A1 (en) | 2016-07-15 | 2018-01-18 | Ecolab Usa Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
| CN109821519B (zh) * | 2018-12-05 | 2021-12-17 | 上海宝田新型建材有限公司 | 一种冶金基硝酸根水滑石的制备方法 |
| CN109748534A (zh) * | 2019-03-19 | 2019-05-14 | 重庆交通大学 | 一种复配发泡稳泡剂 |
| CN109836066A (zh) * | 2019-03-29 | 2019-06-04 | 山东淄创新材料科技有限公司 | 白云岩废渣免烧砖用激发剂及其制备方法 |
| CN111268953A (zh) * | 2019-10-12 | 2020-06-12 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 凝胶水泥、缔合聚合物及制备方法 |
| US11508489B2 (en) | 2020-11-24 | 2022-11-22 | Henry Crichlow | Geologic disposal of uranium waste products |
| CN112551933A (zh) * | 2020-12-29 | 2021-03-26 | 广东盛瑞科技股份有限公司 | 一种泡沫轻质土用低温发泡剂 |
| CN113307588B (zh) * | 2021-06-25 | 2021-12-07 | 广州市凯聚新材料有限公司 | 一种膏状柔性瓷砖粘结剂及其制备方法 |
| CN118955072B (zh) * | 2024-07-25 | 2026-01-27 | 北京科技大学 | 一种耐久性固废基泡沫轻质土及其制备方法 |
Family Cites Families (182)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2196042A (en) * | 1938-02-01 | 1940-04-02 | Pyrene Minimax Corp | Fire extinguishing foam stabilizer |
| US2390153A (en) | 1940-06-26 | 1945-12-04 | Kern Rudolf | Condensation products and process of producing same |
| NL90675C (pt) | 1953-10-09 | |||
| US2805958A (en) | 1955-03-08 | 1957-09-10 | Gen Electric | Preparation of hydrophobic silicas |
| CA724663A (en) * | 1960-05-05 | 1965-12-28 | H. Wilson James | Detergent compositions |
| US3059909A (en) | 1960-12-09 | 1962-10-23 | Chrysler Corp | Thermostatic fuel mixture control |
| US3163219A (en) | 1961-06-22 | 1964-12-29 | Atlantic Refining Co | Borate-gum gel breakers |
| US3301848A (en) * | 1962-10-30 | 1967-01-31 | Pillsbury Co | Polysaccharides and methods for production thereof |
| US3301723A (en) * | 1964-02-06 | 1967-01-31 | Du Pont | Gelled compositions containing galactomannan gums |
| GB1073338A (en) | 1965-07-21 | 1967-06-21 | British Titan Products | Mixed coating process |
| US3303896A (en) * | 1965-08-17 | 1967-02-14 | Procter & Gamble | Process for drilling boreholes in the earth utilizing amine oxide surfactant foaming agent |
| US3565176A (en) * | 1969-09-08 | 1971-02-23 | Clifford V Wittenwyler | Consolidation of earth formation using epoxy-modified resins |
| US3856921A (en) | 1970-07-22 | 1974-12-24 | Exxon Research Engineering Co | Promoting scrubbing of acid gases |
| CA1034127A (en) | 1973-04-04 | 1978-07-04 | Herbert Helfert | Quaternary ammonium salts |
| US3933205A (en) * | 1973-10-09 | 1976-01-20 | Othar Meade Kiel | Hydraulic fracturing process using reverse flow |
| AR207130A1 (es) | 1973-12-12 | 1976-09-15 | Dow Chemical Co | Un metodo de reducir la viscosidad de un liquido organico |
| US3888312A (en) * | 1974-04-29 | 1975-06-10 | Halliburton Co | Method and compositions for fracturing well formations |
| US3960736A (en) * | 1974-06-03 | 1976-06-01 | The Dow Chemical Company | Self-breaking viscous aqueous solutions and the use thereof in fracturing subterranean formations |
| US3937283A (en) * | 1974-10-17 | 1976-02-10 | The Dow Chemical Company | Formation fracturing with stable foam |
| US3965982A (en) * | 1975-03-31 | 1976-06-29 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing method for creating horizontal fractures |
| AU506199B2 (en) | 1975-06-26 | 1979-12-20 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbtion of co2 from gaseous feeds |
| US4016184A (en) * | 1975-09-17 | 1977-04-05 | The Upjohn Company | 9-Deoxy-9,10-didehydro-PGD1 compounds |
| US4007792A (en) * | 1976-02-02 | 1977-02-15 | Phillips Petroleum Company | Hydraulic fracturing method using viscosified surfactant solutions |
| US4067389A (en) | 1976-07-16 | 1978-01-10 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing technique |
| US4113631A (en) * | 1976-08-10 | 1978-09-12 | The Dow Chemical Company | Foaming and silt suspending agent |
| FR2439230A1 (fr) * | 1978-10-17 | 1980-05-16 | Seppic Sa | Utilisation d'amines grasses pour ameliorer les proprietes des mousses, et les agents moussants ameliores contenant ces amines |
| US4725372A (en) * | 1980-10-27 | 1988-02-16 | The Dow Chemical Company | Aqueous wellbore service fluids |
| US4378845A (en) * | 1980-12-30 | 1983-04-05 | Mobil Oil Corporation | Sand control method employing special hydraulic fracturing technique |
| US4683068A (en) * | 1981-10-29 | 1987-07-28 | Dowell Schlumberger Incorporated | Fracturing of subterranean formations |
| US4561985A (en) | 1982-06-28 | 1985-12-31 | Union Carbide Corporation | Hec-bentonite compatible blends |
| US4705113A (en) | 1982-09-28 | 1987-11-10 | Atlantic Richfield Company | Method of cold water enhanced hydraulic fracturing |
| US4541935A (en) | 1982-11-08 | 1985-09-17 | The Dow Chemical Company | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US4479041A (en) | 1982-11-22 | 1984-10-23 | General Electric Company | Pneumatic ball contact switch |
| JPS59109663A (ja) * | 1982-12-15 | 1984-06-25 | 株式会社竹中工務店 | コンクリ−ト吹付け工法 |
| US4514309A (en) * | 1982-12-27 | 1985-04-30 | Hughes Tool Company | Cross-linking system for water based well fracturing fluids |
| US4748011A (en) * | 1983-07-13 | 1988-05-31 | Baize Thomas H | Method and apparatus for sweetening natural gas |
| US4506734A (en) * | 1983-09-07 | 1985-03-26 | The Standard Oil Company | Fracturing fluid breaker system which is activated by fracture closure |
| US4695389A (en) | 1984-03-16 | 1987-09-22 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same |
| US4557763A (en) * | 1984-05-30 | 1985-12-10 | Halliburton Company | Dispersant and fluid loss additives for oil field cements |
| US4549608A (en) | 1984-07-12 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing method employing special sand control technique |
| US4623021A (en) | 1984-11-14 | 1986-11-18 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique |
| US4686052A (en) * | 1985-07-08 | 1987-08-11 | Dowell Schlumberger Incorporated | Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor |
| US4654266A (en) * | 1985-12-24 | 1987-03-31 | Kachnik Joseph L | Durable, high-strength proppant and method for forming same |
| US4660643A (en) * | 1986-02-13 | 1987-04-28 | Atlantic Richfield Company | Cold fluid hydraulic fracturing process for mineral bearing formations |
| US4657081A (en) * | 1986-02-19 | 1987-04-14 | Dowell Schlumberger Incorporated | Hydraulic fracturing method using delayed crosslinker composition |
| US4739834A (en) * | 1986-02-24 | 1988-04-26 | Exxon Research And Engineering Company | Controlled hydraulic fracturing via nonaqueous solutions containing low charge density polyampholytes |
| US4724905A (en) * | 1986-09-15 | 1988-02-16 | Mobil Oil Corporation | Sequential hydraulic fracturing |
| US6262125B1 (en) * | 1986-12-02 | 2001-07-17 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | Sterically hindered tetraamines and method for their production |
| US4848468A (en) * | 1986-12-08 | 1989-07-18 | Mobil Oil Corp. | Enhanced hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation |
| US4714115A (en) | 1986-12-08 | 1987-12-22 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation |
| US4718490A (en) * | 1986-12-24 | 1988-01-12 | Mobil Oil Corporation | Creation of multiple sequential hydraulic fractures via hydraulic fracturing combined with controlled pulse fracturing |
| US4741401A (en) * | 1987-01-16 | 1988-05-03 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
| US4779680A (en) | 1987-05-13 | 1988-10-25 | Marathon Oil Company | Hydraulic fracturing process using a polymer gel |
| BR8702856A (pt) * | 1987-06-05 | 1988-12-20 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo continuo de fraturamento hidraulico com espuma |
| US4795574A (en) * | 1987-11-13 | 1989-01-03 | Nalco Chemical Company | Low temperature breakers for gelled fracturing fluids |
| US4817717A (en) * | 1987-12-28 | 1989-04-04 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing with a refractory proppant for sand control |
| US4892147A (en) * | 1987-12-28 | 1990-01-09 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing utilizing a refractory proppant |
| US4852650A (en) * | 1987-12-28 | 1989-08-01 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control |
| US4830106A (en) * | 1987-12-29 | 1989-05-16 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous hydraulic fracturing |
| US4926940A (en) * | 1988-09-06 | 1990-05-22 | Mobil Oil Corporation | Method for monitoring the hydraulic fracturing of a subsurface formation |
| US4869322A (en) | 1988-10-07 | 1989-09-26 | Mobil Oil Corporation | Sequential hydraulic fracturing of a subsurface formation |
| US4978512B1 (en) | 1988-12-23 | 1993-06-15 | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
| CA2007965C (en) | 1989-02-13 | 1996-02-27 | Jerry J. Weers | Suppression of the evolution of hydrogen sulfide gases from petroleum residua |
| US5169411A (en) | 1989-03-03 | 1992-12-08 | Petrolite Corporation | Suppression of the evolution of hydrogen sulfide gases from crude oil, petroleum residua and fuels |
| US4938286A (en) * | 1989-07-14 | 1990-07-03 | Mobil Oil Corporation | Method for formation stimulation in horizontal wellbores using hydraulic fracturing |
| JPH087313Y2 (ja) | 1989-10-13 | 1996-03-04 | 三菱重工業株式会社 | 冷凍装置の制御装置 |
| US5074359A (en) | 1989-11-06 | 1991-12-24 | Atlantic Richfield Company | Method for hydraulic fracturing cased wellbores |
| US5024276A (en) * | 1989-11-28 | 1991-06-18 | Shell Oil Company | Hydraulic fracturing in subterranean formations |
| US5110486A (en) * | 1989-12-14 | 1992-05-05 | Exxon Research And Engineering Company | Breaker chemical encapsulated with a crosslinked elastomer coating |
| US5005645A (en) * | 1989-12-06 | 1991-04-09 | Mobil Oil Corporation | Method for enhancing heavy oil production using hydraulic fracturing |
| US5082579A (en) * | 1990-01-16 | 1992-01-21 | Bj Services Company | Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans |
| DE4027300A1 (de) | 1990-08-29 | 1992-03-05 | Linde Ag | Verfahren zur selektiven entfernung anorganischer und/oder organischen schwefelverbindungen |
| US5106518A (en) * | 1990-11-09 | 1992-04-21 | The Western Company Of North America | Breaker system for high viscosity fluids and method of use |
| US5086850A (en) * | 1991-01-08 | 1992-02-11 | Halliburton Company | Well bore drilling direction changing method |
| US5099923A (en) * | 1991-02-25 | 1992-03-31 | Nalco Chemical Company | Clay stabilizing method for oil and gas well treatment |
| US5224546A (en) * | 1991-03-18 | 1993-07-06 | Smith William H | Method of breaking metal-crosslinked polymers |
| CA2073806C (en) * | 1991-07-24 | 2003-09-23 | S. Bruce Mcconnell | Delayed borate crosslinking fracturing fluid |
| US5877127A (en) * | 1991-07-24 | 1999-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | On-the-fly control of delayed borate-crosslinking of fracturing fluids |
| US5424284A (en) * | 1991-10-28 | 1995-06-13 | M-I Drilling Fluids Company | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
| US5908814A (en) * | 1991-10-28 | 1999-06-01 | M-I L.L.C. | Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration |
| US5259455A (en) | 1992-05-18 | 1993-11-09 | Nimerick Kenneth H | Method of using borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range |
| US5228510A (en) * | 1992-05-20 | 1993-07-20 | Mobil Oil Corporation | Method for enhancement of sequential hydraulic fracturing using control pulse fracturing |
| US5624886A (en) * | 1992-07-29 | 1997-04-29 | Bj Services Company | Controlled degradation of polysaccharides |
| US5246073A (en) | 1992-08-31 | 1993-09-21 | Union Oil Company Of California | High temperature stable gels |
| US5347004A (en) | 1992-10-09 | 1994-09-13 | Baker Hughes, Inc. | Mixtures of hexahydrotriazines useful as H2 S scavengers |
| US5330005A (en) * | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| CA2497728C (en) * | 1993-04-05 | 2008-02-19 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| CA2125513A1 (en) | 1993-07-30 | 1995-01-31 | Kishan Bhatia | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon streams |
| US5363919A (en) | 1993-11-15 | 1994-11-15 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous hydraulic fracturing using fluids with different densities |
| US5402846A (en) * | 1993-11-15 | 1995-04-04 | Mobil Oil Corporation | Unique method of hydraulic fracturing |
| US5411091A (en) * | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Use of thin liquid spacer volumes to enhance hydraulic fracturing |
| US5482116A (en) * | 1993-12-10 | 1996-01-09 | Mobil Oil Corporation | Wellbore guided hydraulic fracturing |
| US5571315A (en) | 1994-03-14 | 1996-11-05 | Clearwater, Inc. | Hydrocarbon gels useful in formation fracturing |
| US5488083A (en) * | 1994-03-16 | 1996-01-30 | Benchmark Research And Technology, Inc. | Method of gelling a guar or derivatized guar polymer solution utilized to perform a hydraulic fracturing operation |
| US5472049A (en) | 1994-04-20 | 1995-12-05 | Union Oil Company Of California | Hydraulic fracturing of shallow wells |
| US5465792A (en) | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| US5980845A (en) | 1994-08-24 | 1999-11-09 | Cherry; Doyle | Regeneration of hydrogen sulfide scavengers |
| US5462721A (en) | 1994-08-24 | 1995-10-31 | Crescent Holdings Limited | Hydrogen sulfide scavenging process |
| US5688478A (en) | 1994-08-24 | 1997-11-18 | Crescent Holdings Limited | Method for scavenging sulfides |
| US5497831A (en) * | 1994-10-03 | 1996-03-12 | Atlantic Richfield Company | Hydraulic fracturing from deviated wells |
| DE4438930C1 (de) * | 1994-10-31 | 1995-10-26 | Daimler Benz Ag | Zahnstangenlenkung bzw. -steuerung mit Servomotor |
| JPH11500477A (ja) | 1995-02-14 | 1999-01-12 | アライド フォーム テック コーポレイション | 安定かつ耐水性の水性発泡体組成物 |
| US5551516A (en) | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US5635458A (en) | 1995-03-01 | 1997-06-03 | M-I Drilling Fluids, L.L.C. | Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks |
| US6047772A (en) * | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5787986A (en) * | 1995-03-29 | 1998-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5833000A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5775425A (en) * | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5674377A (en) | 1995-06-19 | 1997-10-07 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon |
| US6291405B1 (en) | 1995-09-11 | 2001-09-18 | M-I Llc | Glycol based drilling fluid |
| US5744024A (en) * | 1995-10-12 | 1998-04-28 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon |
| US5807812A (en) | 1995-10-26 | 1998-09-15 | Clearwater, Inc. | Controlled gel breaker |
| US5588489A (en) | 1995-10-31 | 1996-12-31 | Halliburton Company | Lightweight well cement compositions and methods |
| US5722490A (en) * | 1995-12-20 | 1998-03-03 | Ely And Associates, Inc. | Method of completing and hydraulic fracturing of a well |
| US5649596A (en) * | 1996-02-27 | 1997-07-22 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Use of breaker chemicals in gelled hydrocarbons |
| US5669447A (en) | 1996-04-01 | 1997-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for breaking viscosified fluids |
| US5806597A (en) | 1996-05-01 | 1998-09-15 | Bj Services Company | Stable breaker-crosslinker-polymer complex and method of use in completion and stimulation |
| US5966693A (en) | 1996-05-07 | 1999-10-12 | Money Accumulation Programs, Inc. | Method for combining loan with key employee life insurance |
| US5964295A (en) | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| JP3696993B2 (ja) | 1996-10-09 | 2005-09-21 | 石原産業株式会社 | 二酸化チタン顔料の製造方法 |
| US6267938B1 (en) * | 1996-11-04 | 2001-07-31 | Stanchem, Inc. | Scavengers for use in reducing sulfide impurities |
| US6059034A (en) * | 1996-11-27 | 2000-05-09 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US6330916B1 (en) | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US5908073A (en) * | 1997-06-26 | 1999-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing well fracture proppant flow-back |
| GB9714102D0 (en) | 1997-07-04 | 1997-09-10 | Ciba Geigy Ag | Compounds |
| US5897699A (en) | 1997-07-23 | 1999-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed well cement compositions, additives and methods |
| US5900053A (en) | 1997-08-15 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Light weight high temperature well cement compositions and methods |
| WO1999016723A1 (en) | 1997-09-30 | 1999-04-08 | Bj Services Company | Multi-functional additive for use in well cementing |
| GB2330585B (en) | 1997-10-16 | 2001-08-01 | Nalco Exxon Energy Chem Lp | Gelling agent for hydrocarbon liquid and method of use |
| US6016871A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Hydraulic fracturing additive, hydraulic fracturing treatment fluid made therefrom, and method of hydraulically fracturing a subterranean formation |
| US6035936A (en) * | 1997-11-06 | 2000-03-14 | Whalen; Robert T. | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations |
| AUPP209498A0 (en) | 1998-03-02 | 1998-03-26 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Hydraulic fracturing of ore bodies |
| US6069118A (en) * | 1998-05-28 | 2000-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing fluid removal from fractures deliberately introduced into the subsurface |
| US6162766A (en) | 1998-05-29 | 2000-12-19 | 3M Innovative Properties Company | Encapsulated breakers, compositions and methods of use |
| US6004908A (en) * | 1998-11-25 | 1999-12-21 | Clearwater, Inc. | Rapid gel formation in hydrocarbon recovery |
| US6228812B1 (en) * | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
| US6063738A (en) | 1999-04-19 | 2000-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
| US6283212B1 (en) | 1999-04-23 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for deliberate fluid removal by capillary imbibition |
| US6336505B1 (en) | 1999-07-15 | 2002-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing casing strings in deep water offshore wells |
| US6133205A (en) | 1999-09-08 | 2000-10-17 | Nalco/Exxon Energy Chemical L.P. | Method of reducing the concentration of metal soaps of partially esterified phosphates from hydrocarbon flowback fluids |
| US6875728B2 (en) * | 1999-12-29 | 2005-04-05 | Bj Services Company Canada | Method for fracturing subterranean formations |
| US6247543B1 (en) * | 2000-02-11 | 2001-06-19 | M-I Llc | Shale hydration inhibition agent and method of use |
| US6244343B1 (en) | 2000-03-09 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing in deep water offshore wells |
| US6227294B1 (en) | 2000-05-12 | 2001-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing subterranean zones |
| BR0110771A (pt) * | 2000-05-15 | 2003-02-11 | Bj Services Co | Composição e método de serviço em poços |
| US6202751B1 (en) | 2000-07-28 | 2001-03-20 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
| US6367550B1 (en) | 2000-10-25 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Service, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
| WO2002055843A1 (en) | 2001-01-09 | 2002-07-18 | Bj Services Company | Well treatment fluid compositions and methods for their use |
| US6528568B2 (en) | 2001-02-23 | 2003-03-04 | Millennium Inorganic Chemicals, Inc. | Method for manufacturing high opacity, durable pigment |
| US6767867B2 (en) | 2001-04-16 | 2004-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean zones penetrated by well bores |
| US20030114315A1 (en) | 2001-12-12 | 2003-06-19 | Clearwater, Inc. | Polymeric gel system and use in hydrocarbon recovery |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| US6725931B2 (en) * | 2002-06-26 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells |
| AU2003229032A1 (en) | 2002-05-24 | 2003-12-12 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
| US6832650B2 (en) | 2002-09-11 | 2004-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells |
| US6619399B1 (en) | 2003-03-12 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed compositions and methods of use in subterranean zones |
| US7017665B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
| US7204311B2 (en) * | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7140433B2 (en) | 2003-12-12 | 2006-11-28 | Clearwater International, Llc | Diamine terminated primary amine-aldehyde sulfur converting compositions and methods for making and using same |
| US9018145B2 (en) * | 2003-12-23 | 2015-04-28 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Foamer composition and methods for making and using same |
| JP3925932B2 (ja) | 2004-01-08 | 2007-06-06 | 株式会社 東北テクノアーチ | 有機修飾金属酸化物ナノ粒子の製造法 |
| US7517447B2 (en) * | 2004-01-09 | 2009-04-14 | Clearwater International, Llc | Sterically hindered N-methylsecondary and tertiary amine sulfur scavengers and methods for making and using same |
| US20050155763A1 (en) * | 2004-01-16 | 2005-07-21 | Reddy B. R. | Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use |
| US7971659B2 (en) | 2004-05-05 | 2011-07-05 | Clearwater International, Llc | Foamer/sulfur scavenger composition and methods for making and using same |
| US6951249B1 (en) | 2004-07-26 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement slurries, additives and methods |
| US7013975B2 (en) | 2004-07-26 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement slurries, additives and methods |
| US6955294B1 (en) | 2004-08-06 | 2005-10-18 | Mark Seegar | Apparatus and method for preventing credit card fraud |
| US6953505B1 (en) | 2004-08-19 | 2005-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stable and biodegradable foamed cement slurries, additives and methods |
| US7128149B2 (en) * | 2004-08-24 | 2006-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for improved fluid displacement in subterranean formations |
| US7191834B2 (en) * | 2004-09-22 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions and associated methods of use |
| US7268100B2 (en) | 2004-11-29 | 2007-09-11 | Clearwater International, Llc | Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
| US8563481B2 (en) * | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
| JP4694273B2 (ja) | 2005-06-08 | 2011-06-08 | 花王株式会社 | 水硬性組成物用起泡剤組成物 |
| JP2006342014A (ja) * | 2005-06-08 | 2006-12-21 | Kobe Steel Ltd | 高純度水素製造方法 |
| WO2007051971A1 (en) | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
| US7767628B2 (en) * | 2005-12-02 | 2010-08-03 | Clearwater International, Llc | Method for foaming a hydrocarbon drilling fluid and for producing light weight hydrocarbon fluids |
| US7350579B2 (en) * | 2005-12-09 | 2008-04-01 | Clearwater International Llc | Sand aggregating reagents, modified sands, and methods for making and using same |
| US7392847B2 (en) * | 2005-12-09 | 2008-07-01 | Clearwater International, Llc | Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same |
| US8097567B2 (en) * | 2006-01-09 | 2012-01-17 | Clearwater International, Llc | Well drilling fluids having clay control properties |
| US8084401B2 (en) * | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
| RU2315077C1 (ru) * | 2006-05-02 | 2008-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Тампонажный раствор |
-
2008
- 2008-09-29 US US12/240,987 patent/US8287640B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-09-11 AU AU2009213083A patent/AU2009213083B8/en not_active Ceased
- 2009-09-22 CA CA2679819A patent/CA2679819C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-25 EP EP09252281A patent/EP2172532A3/en not_active Withdrawn
- 2009-09-28 AR ARP090103722A patent/AR073407A1/es active IP Right Grant
- 2009-09-28 MX MX2009010410A patent/MX2009010410A/es active IP Right Grant
- 2009-09-28 RU RU2009136004/03A patent/RU2447043C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-09-29 BR BRPI0903884-1A patent/BRPI0903884A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-10-10 US US13/648,532 patent/US8475585B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2009010410A (es) | 2010-04-30 |
| RU2009136004A (ru) | 2011-04-10 |
| US8287640B2 (en) | 2012-10-16 |
| US8475585B2 (en) | 2013-07-02 |
| AR073407A1 (es) | 2010-11-03 |
| EP2172532A2 (en) | 2010-04-07 |
| AU2009213083B8 (en) | 2011-09-29 |
| CA2679819A1 (en) | 2010-03-29 |
| AU2009213083B2 (en) | 2011-09-22 |
| US20130046035A1 (en) | 2013-02-21 |
| CA2679819C (en) | 2012-09-11 |
| US20100077938A1 (en) | 2010-04-01 |
| EP2172532A3 (en) | 2011-05-25 |
| AU2009213083A1 (en) | 2010-04-15 |
| RU2447043C2 (ru) | 2012-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0903884A2 (pt) | composições em pasta estáveis de cimento espumado e métodos para sua fabricação e uso | |
| US6797054B2 (en) | Foamed well cement slurries, additives and methods | |
| CA2580637C (en) | Foamed cement compositions and associated methods of use | |
| US6722433B2 (en) | Methods of sealing expandable pipe in well bores and sealing compositions | |
| EP1238952B1 (en) | Well cement composition for deep water offshore wells | |
| US5897699A (en) | Foamed well cement compositions, additives and methods | |
| US6457524B1 (en) | Well cementing compositions and methods | |
| US7255170B2 (en) | Foamed cement compositions, additives, and associated methods | |
| CA2601044A1 (en) | Compositions for high temperature lightweight cementing | |
| CA2601017C (en) | Methods and compositions for high temperature lightweight cementing | |
| RU2351745C2 (ru) | Композиции и способы для цементирования скважин | |
| CN110606684B (zh) | 一种稳泡剂组合物、泡沫水泥浆添加剂及泡沫水泥浆 | |
| US7861782B2 (en) | Foamed cement compositions, additives, and associated methods | |
| AU2002345750B2 (en) | Well cementing compositions and methods | |
| NZ537815A (en) | Well cementing compositions and methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B03A | Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette] | ||
| B08F | Application dismissed because of non-payment of annual fees [chapter 8.6 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE A 7A ANUIDADE. |
|
| B08K | Patent lapsed as no evidence of payment of the annual fee has been furnished to inpi [chapter 8.11 patent gazette] |
Free format text: EM VIRTUDE DO ARQUIVAMENTO PUBLICADO NA RPI 2385 DE 20-09-2016 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDO O ARQUIVAMENTO DO PEDIDO DE PATENTE, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013. |