DE60300070T2 - Flüssigkeitsverlust-Additive für Bohrzementierungszusammensetzungen - Google Patents

Flüssigkeitsverlust-Additive für Bohrzementierungszusammensetzungen Download PDF

Info

Publication number
DE60300070T2
DE60300070T2 DE60300070T DE60300070T DE60300070T2 DE 60300070 T2 DE60300070 T2 DE 60300070T2 DE 60300070 T DE60300070 T DE 60300070T DE 60300070 T DE60300070 T DE 60300070T DE 60300070 T2 DE60300070 T2 DE 60300070T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
cement
aforementioned
polymer
monomer
amount
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
DE60300070T
Other languages
English (en)
Other versions
DE60300070D1 (de
Inventor
B. Raghava Duncan Reddy
Wendell D. Markow Riley
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Application granted granted Critical
Publication of DE60300070D1 publication Critical patent/DE60300070D1/de
Publication of DE60300070T2 publication Critical patent/DE60300070T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02Compositions 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/16Sulfur-containing compounds
    • C04B24/161Macromolecular compounds comprising sulfonate or sulfate groups
    • C04B24/163Macromolecular compounds comprising sulfonate or sulfate groups obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C09K8/487Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/44Thickening, gelling or viscosity increasing agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2103/00Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
    • C04B2103/46Water-loss or fluid-loss reducers, hygroscopic or hydrophilic agents, water retention agents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2111/00Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
    • C04B2111/76Use at unusual temperatures, e.g. sub-zero
    • C04B2111/763High temperatures

Description

  • Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf Zementierverfahren für Untergrundbohrlöcher, und insbesondere auf viskosifizierende und den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Zuschlagstoffe für die Anwendung in Bohrlochzementen bei Temperaturen von bis zu 500°F (260°C), sowohl auf Zementzusammensetzungen, welche die Zuschlagstoffe und Methoden für die Anwendung derselben Zusammensetzungen beinhalten.
  • Hydraulische Zementzusammensetzungen werden im allgemeinen für die Komplettierung von und für das Durchführen von Reparaturarbeiten in Untergrundbohrlöchern angewendet. So werden hydraulische Zementzusammensetzungen zum Beispiel für primäre Zementierverfahren angewendet, wobei Rohranordnungen wie zum Beispiel Verrohrungen und Futterrohre in Bohrlöcher einzementiert werden. Während des Durchführens solcher primären Zementierverfahren wird eine hydraulische Zementzusammensetzung in den ringförmigen Raum zwischen den Wänden des Bohrloches und der Aussenoberfläche der darin positionierten Rohranordnung eingepumpt. Die Zementzusammensetzung kann dann innerhalb des ringförmigen Raumes aushärten, und formt auf diese Weise eine ringförmige Schicht von ausgehärtetem und im Wesentlichen undurchlässigen Zements innerhalb desselben, welche die Rohranordnung innerhalb des Bohrloches stützt und positioniert und die Aussenoberflächen der Rohranordnung mit den Wänden des Bohrloches verbindet. Hydraulische Zementzusammensetzungen werden ausserdem für das Durchführen von Zementreparaturarbeiten wie zum Beispiel dem Plugging von hoch durchlässigen Zonen oder Spalten in Bohrlöchern, dem Plugging von Rissen oder Löchern in Rohranordnungen, und ähnlichen Verfahren angewendet.
  • Viskosifizierende Zuschlagstoffe für Zementzusammensetzungen werden oft in Bohrlochzementzusammensetzungen angewendet, um ein Ablagern von Feststoffen innerhalb der Zementzusammensetzung zu verhindern, nachdem dieselbe in einer auszuzementierenden Untergrundzone positioniert wurde. Obwohl solche viskosifizierenden Zuschlagstoffe für Zementzusammensetzungen bei Untergrundtemperaturen von bis zu 350°F (176°C) erfolgreich angewendet worden sind, sind die angewendeten viskosifizierenden Zuschlagstoffe bei höheren Temperaturen bis heute nicht dazu in der Lage, eine thermale Verdünnung zu verhindern, was in einer Ablagerung von Feststoffen innerhalb der Zementzusammensetzung resultiert. Dieses Ablagern von Feststoffen in einer Zementzusammensetzung resultiert wiederum in einem defektiven Zementierverfahren und einem Ausfall des ausgehärteten Zements, wenn dieser eine zonenbedingte Isolierung erstellen soll.
  • Mittel für die Kontrolle des Flüssigkeitsverlustes werden in Zementzusammensetzungen auch dazu angewendet, den Flüssigkeitsverlust aus derselben Zementzusammensetzung heraus und in durchlässige Formationen oder Zonen hinein zu reduzieren, in welche hinein oder durch welche dieselben Zementzusammensetzungen hindurch gepumpt werden. Während des primären Zementierens kann ein solcher Verlust von Flüssigkeit, d.h. Wasser, in durchlässige Untergrundformationen oder Zonen in einer vorzeitigen Gellierung der Zementzusammensetzung resultieren, wodurch das Überbrücken des ringförmigen Raumes zwischen der durchlässigen Formation oder Zone und der darin einzuzementierenden Rohranordnung die Zementzusammensetzung daran hindert, sich über die gesamte Länge des Ringraumes hinweg zu verteilen.
  • Es besteht daher ein Bedarf für verbesserte viskosifizierende Zuschlagstoffe für Bohrlochzemente, welche in Zementen bei Temperaturen von bis zu 500°F (260°C) angewendet werden können, und welche ausserdem die Kontrolle des Flüssigkeitsverlustes der Zemente bei solchen Temperaturen ermöglichen und verbesserte Bohrlochzementzusammensetzungen liefern, welche die Zuschlagstoffe und die Methoden des Anwendens der Zementzusammensetzungen beinhalten.
  • Eine Ausführungsform der vorliegenden Erfindung bietet einen viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff für die Anwendung in Bohrlochzementschlammen bei Temperaturen von bis zu 500°F (260°C), wobei derselbe Zuschlagstoff eine Mischung eines Polymers beinhaltet, welches wiederum mindestens einen Monomer beinhaltet, welcher kalziumtolerant und anionisch ist und einfache Zementschlamme dispersiert, sowohl wie mindestens ein Monomer, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden und die Schlamme viskosifizieren, und mindestens ein Monomer, welches nicht-ionische Anhängergruppen des Polymers erzeugt, wenn dasselbe in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise ein Ausfällen des Polymers zu verhindern; und ein Homopolymer eines Monomers, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden, die Schlamme viskosifizieren, und ein Ablagern innerhalb der Schlamme verhindern.
  • Die Erfindung bietet weiter eine Bohrlochzementzusammensetzung für die Anwendung bei Temperaturen von bis zu ungefähr 500°F (260°C), welche einen hydraulischen Zement beinhalten; und Wasser in einer ausreichend grossen Menge für das Formen eines Schlammes; und einen viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff nach der vorliegenden Erfindung.
  • Die Erfindung bietet weiter eine Methode für das Zementieren einer Untergrundzone, welche von einem Bohrloch penetriert wird, wobei dieselbe Methode die folgenden Stufen umfasst:
    • (a) das Platzieren einer Zementzusammensetzung in der vorgenannten Untergrundzone; und
    • (b) das Aushärten der vorgenannten Zementzusammensetzung innerhalb desselben, wobei dieselbe Zementzusammensetzung eine Zusammensetzung nach der vorliegenden Erfindung repräsentiert.
  • Der viskosifizierende und den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Zuschlagstoff kann in der Form von Feststoffpartikeln direkt zu dem hydraulischen Zement hinzugefügt oder mit dem angewendeten Wasser vermischt werden, oder er kann mit Wasser kombiniert werden, wobei eine lagerungsfähige wässerige Lösung geformt wird, welche bequem mit dem Mischwasser der Zementzusammensetzung kombiniert werden kann.
  • Der viskosifizierende und den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Zuschlagstoff der vorliegenden Erfindung besteht grundsätzlich aus einer Mischung eines Polymers und eines Homopolymers. Das Polymer ist dadurch gekennzeichnet, dass dasselbe durch das Polymerisieren der Folgenden erzeugt wird: (1) mindestens eines Monomers, welches kalziumtolerant und anionisch ist und in einfachen Zementschlammen dispersiert, und welches aus 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure und deren Salzen ausgewählt wird; Vinylsulfonat, Allylsulfonat oder 3-Allyloxy-2-Hydroxy-1-Propansulfonsäure und deren Salzen; (2) mindestens einem Monomer, welches dazu fähig ist, in einfachen Zementschlammen zu hydrolisieren, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden, die Schlamme viskosifizieren, und Ablagerungen innerhalb der Schlamme verhindern, und welches aus Acrylonitril, Acrylamid, N,N-Dialkylacrylamid ausgewählt wird, wobei die Alkylgruppe aus den Alkylgruppen C1 bis C6 ausgewählt wird, N-Vinylpyrrolidon, 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure und deren Salzen, oder Alkylacrylaten wie zum Beispiel Methylmethacrylat; und (3) mindestens einem Monomer, welches aufgrund einer Hydrolyse in einfachen Zementschlammen nicht-ionische Anhängergruppen des Polymers erzeugt, um auf diese Weise ein Ausfällen des Polymers zu verhindern, und welches aus N-Alkyl-N-Vinylalkanamiden wie zum Beispiel N-Methyl-N-Vinylacetamid, Allylglycidylether oder Vinylacetat ausgewählt wird. Das Molekulargewicht des Polymers beträgt vorzugsweise zwischen ungefähr 300,000 und 1.5 Millionen, und noch vorzugsweiser ungefähr 500,000.
  • Das Verhältnis der Monomer innerhalb des Polymers wird so gewählt, dass das Polymer die Schlamme bei normalen Umgebungstemperaturen nicht übermässig viskosifiziert, wenn dasselbe in Zementschlammen vorhanden ist, wobei das Polymer jedoch als Teil einer Hydrolyserekation während des Platzieren des Zementschlammes ununterbrochen ausreichend viele Carboxylatgruppen bei Tieflochtemperaturen erzeugen wird, welche mit den in den Schlammen vorhandenen Kalziumionen durch vernetzende Reaktionen reagieren und die Schlamme viskosifizieren, um einer thermalen Verdünnung der Schlamme entgegen zu wirken. Auf diese Weise steigt aufgrund der carboxylaterzeugenden Hydrolysereaktion die thermale Verdünnung der Zementschlamme, und damit auch die Rate der Schlammviskosifizierung, je höher die Tieflochtemperatur ansteigt.
  • Das Polymer besitzt aufgrund seiner Adsorption auf Zementkörnern sowohl wie aufgrund seiner Flüssigkeitsviskosifiziereigenschaften ausserdem den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Eigenschaften. Wenn die Flüssigkeitsverlustkontrolle des Schlammes, welcher das Polymer enthält, nicht ausreichend ist, können zusätzliche Flüssigkeitsverlustkontrollpolymer hinzugefügt werden.
  • Das bevorzugte Monomerverhältnis innerhalb des Polymers hängt sowohl davon ab, wie das Polymer the Viskositäten der Zementschlamme bei normalen Umgebungsbedingungen beeinflusst, wie auch von den Tieflochbedingungen. Hohe Viskositäten bei normalen Umgebungsbedingungen werden in übergrossen Pumpdrucken während des Platzierens der Schlamme resultieren. Andererseits verursacht eine übermässige Dispersion von Zementschlammen bei normalen Umgebungstemperaturen eine Ablagerung von Partikeln noch vor dem Platzieren derselben Schlamme innerhalb des Bohrloches. Das bevorzugte Verhältnis des oder der dispersierenden Monomer der weiter oben aufgeführten Gruppe 1 kann zwischen 30 und 60 Prozent Massenanteil des Polymers liegen; das oder die anionischen, carboxylaterzeugenden Monomer der oben aufgeführten Gruppe 2 können zwischen 20 und 60 Prozent Massenanteil des Polymers betragen; und das oder die Monomer der oben aufgeführten Gruppe 3 können zwischen 0 und 40 Prozent Massenanteil des Polymers betragen. Es wird bevorzugt, dass das oder die Monomer der Gruppe 1 zwischen 40–50 Prozent Massenanteil des Polymers betragen; das oder die Monomer der Gruppe 2 sind in einer Menge von zwischen 30-40 Prozent Massenanteil vorhanden; und das oder die Monomer der Gruppe 3 liegen in einem Bereich von 10-20 Prozent Massenanteil des Polymers.
  • Es hat sich dabei herausgestellt, dass verschiedene Homopolymer, welche bei verschiedenen Temperaturen carboxylaterzeugende Monomer beinhalten, in Kombination mit dem oben beschriebenen Polymer angewendet werden können. So hat es sich zum Beispiel herausgestellt, dass das Polymer der vorliegenden Erfindung innerhalb einer synergistischen Mischung zusammen mit anderen Homopolymeren angewendet werden kann, welche durch das Polymerisieren von einem oder mehreren der in Gruppe 2 aufgeführten Monomern erzeugt wurden. So kann das weiter oben beschriebene Polymer vorteilhaft in Beimischung mit Polyvinylpyrrolidon oder Polyacrylamid für das Verhindern einer Partikelablagerung in Zementschlammen angewendet werden. Das Polymer ist in dieser Mischung allgemein in einer Menge von ungefähr 50% bis ungefähr 95% Massenanteil der Mischung vorhanden, und das oder die angewendeten Homopolymer sind innerhalb derselben in einer Menge von ungefähr 5% bis ungefähr 50% Massenanteil der Mischung vorhanden.
  • Nützliche viskosifizierende und den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Polymer nach der vorliegenden Erfindung sind kommerziell erhältlich. So sind zum Beispiel Polymer mit den Handelsnamen „HOSTAMER V 4707TM", „HOSTAMER 4706TM", und „HOSTADRILL 2825TM" kommerziell von dem Unternehmen Clariant Corporation in Charlotte, Nord Karolina, erhältlich, wobei dieselben 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure, Acrylamid, und N-Vinyl-N-Alkylalknamid in entsprechenden Verhältnissen beinhalten und in US-Anmeldung 4,587,283 beschrieben werden, auf welche wir uns bezüglich weiterer Einzelheiten hiermit beziehen. Ein Polymer, welches mehrere Monomer der Gruppe 2 mit verschiedenen Hydrolyseraten beinhaltet, ist unter dem Handelsnamen „HE 300TM" von Drilling Specialities Company in Bartlesville, Oklahoma, erhältlich. Das Polymer „HE 300TM" beinhaltet 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure, N-Vinylpyrrolidon, und Acrylamid in einem entsprechenden Verhältnis. Ein Homopolymer von Vinylpyrrolidon mit einem Molekulargewicht innerhalb eines Bereiches von ungefähr 900,000 bis ungefähr 1.5 Millionen ist kommerziell unter dem Handelsnamen „PVP K-90TM" von dem Unternehmen ISP Technologies Incorporated in Wayne, New Jersey, erhältlich.
  • Der viskosifizierende und den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Zuschlagstoff der vorliegenden Erfindung kann in der Form von Feststoffpartikeln mit dem hydraulischen Zement oder dem angewendeten Mischwasser kombiniert werden, um auf diese Weise eine Bohrlochzementzusammensetzung zu formen. Wenn der Zuschlagstoff für Offshore-Bohrlochzementierverfahren angewendet wird, sollte der Zuschlagstoff vorzugsweise in flüssiger Form beigefügt werden. Dies bedeutet, dass das weiter oben beschriebene Feststoffpartikelpolymer mit mindestens einem Homopolymer mit einer ausreichend grossen Menge Wasser kombiniert werden kann, um eine wässerige Lösung des Zuschlagstoffes zu formen. Das angewendete Wasser kann aus frischem Wasser oder aus Salzwasser bestehen. Die Polymer- und Homopolymermischung kann effektiv in Kombination mit einem getrennten, den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff sowohl wie mit anderen Bohrlochzementzusammensetzungszuschlagstoffen angewendet werden.
  • Ein bevorzugter viskosifizierender und den Flüssigkeitsverlust kontrollierender Zuschlagstoff der vorliegenden Erfindung für die Anwendung mit Bohrlochzementzusammensetzungen, welche Temperaturen von bis zu 500°F ausgesetzt werden, besteht deshalb aus einer Mischung eines Polymers, welches wiederum aus mindestens einem Monomer besteht, welches kalziumtolerant und anionisch ist und einfache Zementschlamme dispersiert, mindestens einem Monomer, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden und die Schlamme viskosifizieren, und mindestens einem Monomer, welches während des Hydrolisierens in einfachen Zementschlammen nicht-ionische Anhängergruppen des Polymers erzeugt, um auf diese Weise ein Ausfällen des Polymers zu verhindern, und ein Homopolymer eines Monomers, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden, die Schlamme viskosifizieren, und ein Ablagern innerhalb derselben Schlamme verhindern.
  • Die verbesserten Bohrlochzementzusammensetzungen der vorliegenden Erfindung bestehen grundsätzlich aus einem hydraulischen Zement, einer ausreichend grossen Menge Wasser für das Formen eines Schlammes, und einem der weiter oben beschriebenen viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoffe nach der vorliegenden Erfindung.
  • Eine Reihe verschiedener hydraulischer Zemente kann gemäß der vorliegenden Erfindung angewendet werden, wobei dieselben solche einschliessen, welche aus Kalzium, Aluminium, Silikon, Sauerstoff und/oder Schwefel bestehen, und welche sich aufgrund einer Reaktion mit Wasser setzen und aushärten. Solche hydraulischen Zemente schliessen Portland-Zemente, Pozzolanazemente, Gipszemente, aluminöse Zemente, Silikazemente und alkaline Zemente ein, sind jedoch nicht auf diese beschränkt. Portland-Zemente werden für die Anwendung gemäß der vorliegenden Erfindung allgemein bevorzugt. Portland-Zemente der in der API Specification For Materials And Testing For Well Cements, API-Spezifizierung 10, Ausgabe 5, vom 1. July 1990 des American Petroleum Institute definierten und beschriebenen Typen werden besonders bevorzugt. API Portland-Zemente schliessen die Klassen A, B, C, G, und H ein. Die API-Klassen G und H werden bevorzugt, wobei die Klasse G am meisten bevorzugt wird.
  • Das in den Zementzusammensetzungen der vorliegenden Erfindung angewendete Wasser kann aus frischem Wasser, ungesättigten Salzlösungen einschliesslich Sole und Meerwasser, und aus gesättigten Salzlösungen bestehen. Im allgemeinen kann das Wasser aus einer beliebigen Quelle stammen, solange dasselbe nicht zu viele Mischungen beinhaltet, welche andere Komponente innerhalb der Zementzusammensetzungen negativ beeinflussen können. Das Wasser ist innerhalb der Zementzusammensetzungen der vorliegenden Erfindung in einer Menge vorhanden, welche für das Formen eines pumpbaren Schlammes ausreicht. Insbesondere ist das innerhalb der Zementzusammensetzung vorhandene Wasser in einer Menge innerhalb eines Bereiches von ungefähr 38% bis ungefähr 70% Massenanteil des darin enthaltenen hydraulischen Zements vorhanden, und vorzugsweise in einer Menge von ungefähr 60%.
  • Der viskosifizierende und den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Zuschlagstoff der vorliegenden Erfindung ist in den Zementzusammensetzungen der vorliegenden Erfindung in einer Menge innerhalb eines Bereiches von ungefähr 0.2% bis ungefähr 7% Massenanteil des darin enthaltenen hydraulischen Zements enthalten, und vorzugsweise in einer Menge innerhalb eines Bereiches von ungefähr 0.5% bis ungefähr 3%, und am bevorzugtesten in einer Menge von 2%.
  • Wie weiter oben schon erwähnt erhalten die Zementzusammensetzungen, welche den viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff der vorliegenden Erfindung beinhalten, die Viskosität auf solchen Stufen aufrecht, welche für das Verhindern einer wesentlichen Ablagerung von Feststoffpartikeln innerhalb der Zementzusammensetzungen bei Temperaturen von bis zu 500°F (260°C) ausreichen. Ausserdem ermöglicht der Zuschlagstoff eine Flüssigkeitsverlustkontrolle der Zementzusammensetzungen, welche die Anwendung von einem oder mehreren getrennten Flüssigkeitsverlustkontrollzuschlagstoffen in den Zementzusammensetzungen oft unnötig macht.
  • Ein Fachmann auf diesem Gebiet wird hier sofort erkennen, dass auch verschiedene andere Zementzusammensetzungszuschlagstoffe wie zum Beispiel zusätzliche den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Mittel, Verfestigungsstaustoffe, Verfestigungsbeschleuniger, Füller, Gewichtungsmaterial und ähnliche in den Zementzusammensetzungen der vorliegenden Erfindung angewendet werden können, wobei dieselben jedoch nicht auf diese beschränkt sind.
  • Eine bevorzugte Bohrlochzementzusammensetzung der vorliegenden Erfindung für die Anwendung bei Temperaturen von bis zu 500°F (260°C) besteht aus: einem hydraulischen Zement; Wasser, welches in einer ausreichend grossen Menge vorhanden ist, um einen Schlamm zu formen; und einen viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff, welcher aus einer Mischung eines Polymers besteht, welches aus mindestens einem Monomer geformt wird, und welches kalziumtolerant und anionisch ist und in einfachen Zementschlammen dispersiert, mindestens einem Monomer, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden und die Schlamme viskosifizieren, und mindestens einem Monomer, welches während des Hydrolisierens in einfachen Zementschlammen nicht-ionische Anhängergruppen des Polymers erzeugt, um auf diese Weise ein Ausfällen des Polymers zu verhindern, und ein Homopolymer eines Monomers, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden, die Schlamme viskosifizieren, und ein Ablagern innerhalb der Schlamme verhindern.
  • Eine besonders bevorzugte Bohrlochzementzusammensetzung der vorliegenden Erfindung für die Anwendung bei Temperaturen von bis zu 500°F (260°C) besteht aus: einem hydraulischen Zement; Wasser, welches in einer Menge vorhanden ist, welche für das Formen eines Schlammes ausreicht; ein viskosifizierender und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff mit einem Molekulargewicht von ungefähr 500,000, welcher aus einer Mischung eines Polymers besteht, welches aus 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure, Acrylamid, und N-Alkyl-N-Vinyl-Acetamidmonomeren geformt wird, wobei das 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäurenmonomer in dem Polymer in einer Menge innerhalb eines Bereiches von ungefähr 40% bis ungefähr 50% Massenanteil des Polymers vorhanden ist, und wobei das Acrylamidmonomer in dem Polymer in einer Menge innerhalb eines Bereiches von ungefähr 30% bis ungefähr 40% Massenanteil des Polymers vorhanden ist, und wobei das N-Alkyl-N-Vinyl-Acetamid in einer Menge innerhalb eines Bereiches von ungefähr 10% bis ungefähr 20% Massenanteil des Polymers vorhanden ist, und einem Homopolymer des Acrylamids mit einem Molekulargewicht von ungefähr 1 Million.
  • Die Methoden der vorliegenden Erfindung für das Zementieren einer Untergrundzone, welche von einem Bohrloch penetriert wird, bestehen grundsätzlich aus den Stufen des Bereitstellens einer Zementzusammensetzung, welche aus einem hydraulischen Zement besteht, und Wasser in einer ausreichend grossen Menge für das Formen eines Schlammes, und einem viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff, welcher eine Mischung eines Terpolymers und ein weiter oben schon beschriebenes Homopolymer beinhaltet, und das Platzieren der Zementzusammensetzung innerhalb der Untergrundzone, welche auszementiert werden soll, und das Setzen und Verfestigen der Zementzusammensetzung zu einer undurchlässigen festen Masse innerhalb derselben.
  • Eine bevorzugte Ausführungsform der vorliegenden Erfindung für das Zementieren einer Untergrundzone, welche von einem Bohrloch penetriert wird, besteht aus den folgenden Stufen: (a) das Bereitstellen einer Zementzusammensetzung, welche aus einem hydraulischen Zement besteht, und einer ausreichend grossen Menge Wasser für das Formen eines Schlammes, und einem viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff, welcher eine Mischung eines Polymers beinhaltet, welches aus mindestens einem Monomer geformt wird, wobei dasselbe kalziumtolerant und anionisch ist und einfache Zementschlamme dispersiert, und mindestens einem Monomer, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden und die Schlamme viskosifizieren, und mindestens einem Monomer, welches während des Hydrolisierens in einfachen Zementschlammen nicht-ionische Anhängergruppen des Polymers erzeugt, um auf diese Weise ein Ausfällen des Polymers zu verhindern, und Homopolymer eines Monomers, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden und die Schlamme viskosifizieren, um auf diese Weise ein Ablagern innerhalb der Schlamme zu verhindern; (b) das Platzieren der Zementzusammensetzung innerhalb der Untergrundzone; und (c) das Verfestigen der Zementzusammensetzung innerhalb derselben.
  • Eine besonders bevorzugte Methode der vorliegenden Erfindung für das Zementieren einer Untergrundzone, welche von einem Bohrloch penetriert wird, besteht aus den folgenden Stufen: (a) dem Bereitstellen einer Zementzusammensetzung, welche einen hydraulischen Zement beinhaltet, und Wasser in einer ausreichend grossen Menge für das Formen eines Schlammes, und einem viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff mit einem Molekulargewicht von ungefähr 500,000, wobei derselbe aus einer Mischung eines Polymers besteht, welches aus 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure, Acrylamid, und N-Alkyl-N-Vinylacetamidmonomeren geformt wird, wobei das 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäurenmonomer in dem Polymer in einer Menge innerhalb eines Bereiches von ungefähr 40% bis ungefähr 50% Massenanteil des Polymers vorhanden ist, und wobei das in dem Polymer vorhandene Acrylamidmonomer in einer Menge innerhalb eines Bereiches von ungefähr 30% bis ungefähr 40% Massenanteil des Polymers vorhanden ist, und wobei das N-Alkyl-N-Vinylacetamid in einer Menge innerhalb eines Bereiches von ungefähr 10% bis ungefähr 20% Massenanteil des Polymers vorhanden ist, und wobei ein Homopolymer des Acrylamids über ein Molekulargewicht von ungefähr 1 Million verfügt; (b) dem Platzieren der Zementzusammensetzung innerhalb der Untergrundzone; und (c) das Verfestigen der Zementzusammensetzung innerhalb derselben.
  • Zum besseren Verständnis des viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoffes, der Zementzusammensetzungen, und der Methoden der vorliegenden Erfindung beziehen wir und nun auf das hierfolgende Beispiel.
  • BEISPIEL
  • Es wurden mit Hilfe von Bohrlochzementzusammensetzungen Tests durchgeführt, wobei dieselben den hochtemperaturigen viskosifizierenden und den Flüssigkeitsverlust kontrollierenden Zuschlagstoff der vorliegenden Erfindung beinhalteten.
  • Der Zementschlamm Nr. 1 beinhaltete einen Portland-Zement der Klasse A als dessen grundsätzlichen Bestandteil. Die weiteren Bestandteile des Schlamms Nr. 1 sind in Tabelle I ausgeführt. Die Zementschlamme Nr. 2 bis 23 beinhalteten einen Portland-Zement der Klasse H, Silikapulver in einer Menge von 35% Massenanteil des Zements, und die anderen, in Tabellen I und Π aufgeführten Bestandteile. Die einfachen Zementschlamme beinhalteten ausserdem die in Tabellen I und II aufgeführten viskositätssteigernden und ablagerungsverhindernden Polymer.
  • Die Zementschlamme Nr. 24 bis 33 beinhalteten einen Portland-Zement der Klasse H, Silikapulver in einer Menge von 40% des Zements, und geschwefelte Silika in einer Menge von 5% des Zements. Weitere in den Zementschlammen Nr. 24 bis 33 enthaltene Zuschlagstoffe sind in Tabelle III aufgeführt. Die für diese Tests angewendeten Zementverfestigungsstaustoffe sind unter den Handelsnamen „FDP 601TM" (Lignosulfonatverfestigungsstaustoff), „SCR-100TM" (ein Copolymer von 2-Acrylamid-2-Methylpropansulfonsäure und Acrylsäure), „SCR-500TM" (ein Copolymer von 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure und Itaconsäure), „HR-15TM" (einer Mischung von Lignosulfonat und Weinsäure), und „HR-5TM" (Natriumsalz von Lignosulfonat) kommerziell von Halliburton Energy Services in Duncan, Oklahoma erhältlich. Auch die angewendeten Flüssigkeitsverlustkontrollmittel sind kommerziell als Halliburton Produkte erhältlich, nämlich als „Halad 413TM" (kaustifiziertes, mit 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure, N,N-Dimethylformamid, und 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure gepfropftes Lignit) und „Halad 344TM" (ein Copolymer von N,N-Dimethylformamid und 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure). Der die Übergangszeit steigernde Zuschlagstoff, „GasStop HTTM" (mit Acrylamid und 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure gepropftes Tannin) ist auch von Halliburton erhältlich, genau wie der die Ablagerung verhindernde Zuschlagstoff „SA-541TM" (kaustifiziertes, mit Natriumborat oberflächenbehandeltes Hydroxypropyl).
  • Die Schlamme Nr. 1 bis 10 wurden bei Temperaturen innerhalb eines Bereiches von 150°F (65.5°C) bis 250°F (121°C) getestet. Die Schlamme Nr. 11 bis 23 wurden bei Temperaturen innerhalb eines Bereiches von 300°F (149°C) bis 400°F (204°C) getestet, und die Schlamme Nr. 24 bis 33 wurden bei Temperaturen von 434°F (223°C) getestet.
  • Die Überprüfung der Viskosität, die Variation der Dichte, der Aushärtungszeit, des Flüssigkeitsverlustes sowohl wie Rheologietests wurden mit Hilfe der folgenden Verfahren durchgeführt. Alle Tests wurden mit Hilfe eines Instrumentes durchgeführt, welches von Halliburton Energy Services Inc. unter dem Handelsnamen „MINI-MACSTM" erhältlich ist. Das Instrument „MINI-MACSTM" ist dazu fähig, die Konsistenz (in Bc- oder Bearden-Einheiten), die Viskosität, und die statische Gelstärke eines Zementschlammes zu messen. Ein geschwindigkeitsvariabler Schrittmotorantrieb und ein Feinkraftwandler wurden für das Rühren des Schlammes und das Messen der Konsistenz und der statischen Gelstärkenwerte angewendet. Die Motorgeschwindigkeit wird kontrolliert, um einen Flügel innerhalb des Schlammbehälters für einen API-Standardverdickungszeittest und die anfängliche Platzierungskonditionierung für einen statischen Gelstärkentest mit einer Geschwindigkeit von 150 upm zu rotieren. Wenn sich das Gerät im statischen Gelstärkentestmodus befindet, wird der Flügel pro Minute mit 0.2 Grad rotiert.
  • Das Instrument „MINI-MACSTM" ist für die Anwendung mit Drucken von bis zu 20,000 psi (1.38 × 108Pa) und Temperaturen von bis zu 500°F (260°C) zugelassen. Eine Heizrate von ungefähr 10°F/Min (12.2°C/Min) ist erreichbar. Die Testkammer besteht aus einer zweiteiligen Einheit, welche Fließkanäle zwischen den inneren und äusseren Abschnitten beinhaltet, welche für die Kühlung angewendet werden. Dies resultiert sogar bei besonders hochtemperaturigen Tests in einer extrem schnellen Kühlung des Instrumentes nach Beenden eines Tests. Die API-Verdickungszeittests liefern dem Benutzer Information bezüglich der Zeitspanne, für welche ein Schlamm während eines Zementierverfahrens pumpbar bleibt. Das Instrument ist eines der abwechselnd angewendeten Geräte, welche für simulierte Bohrlochverdickungszeiten in API RP10B, Ausgabe 22, Dezember 1997, Anhang D vorgeschrieben werden. Das Instrument rotiert den Flügel innerhalb des Schlammbechers, anstatt wie ein traditionelles Konsistenzmeßgerät den Schlammbecher zu rotieren. Der statische Gelstärkentest wird dazu angewendet, die Gellierungseigenschaften eines Schlammes zu bestimmen, wenn sich derselbe in einem statischen Modus befindet. Der Test beginnt normalerweise mit dem Rühren des Schlammes, um auf diese Weise das Platzieren desselben innerhalb eines Bohrloches zu simulieren. Das Rühren wird dann unterbrochen, und das Gerät wird auf den statischen Gelstärkenmodus umgestellt. Während dieser Zeit wird der Flügel mit 0.2 Grad pro Minute rotiert (so nahe der statischen Bedingungen wie praktisch, um ein Anzeichen einer Gellierung zu erhalten).
  • Die Tests wurden im Verdickungszeittestmodus durchgeführt. Wenn die Schlammviskosität vor Beginn der Verdickungszeit auf null Bc abfiel wurde vorausgesetzt, dass der Schlamm gegenüber einer Ablagerung anfällig war. Wenn ein Viskositätswert von weniger als mindestens 5-10 Bc zwischen dem Zeitpunkt des Erreichens der Testtemperatur und dem Verfestigungszeitpunkt aufrecht erhalten werden konnte wurde nicht erwartet, dass der Schlamm unter Verfestigungsproblemen leiden würde. Es wurde oft beobachtet, dass die Schlammviskosität während des Heiztaktes plötzlich auf Werte anstieg, welche für das Pumpen als zu hoch angesehen werden, und nach ein paar Minuten solcher hohen Temperaturen beinahe auf Null abfiel; besonders bei Gummis, welche für eine verzögerte Hydrierung oberflächenbehandelt wurden. Um den Schlamm mit Hilfe von vernünftigen Pumpdrucken, welche die Spaltgradienten der Formation nicht überschreiten, platzieren zu können, sind Schlamme erwünscht, welche während des gesamten Schlammplatzierungsverfahren eine einheitliche Viskosität aufrecht erhalten. Während des Ablaufs des Experimentes mit Hilfe des „MINI-MACSTM" wurden Aus/An-Takte in das Computerprogramm des Instrumentes einprogrammiert. Während dieser Aus/An-Experimente wurde das Rühren unterbrochen, und dann nach 5 Minuten wieder fortgesetzt, und dieser Takt wurde dann wiederholt. Wenn das Rühren wieder fortgesetzt wurde, wurde es als ein Zeichen einer Ablagerung oder einer starken Gellierung angesehen, wenn die sofortige Viskosität höher war als diejenige, die während des unterbrochenen Rührens auftrat. Wenn die sofortige Viskosität die gleiche war als diejenige, die während des unterbrochenen Rührens auftrat, wurde dies als ein gutes Zeichen dafür angesehen, dass der Schlamm noch viskos und fließfähig war.
  • Für ausgewählte Schlamme wurden die Dichten verschiedener Abschnitte des ausgehärteten Zements mit Hilfe des „MINI-MACSTM" Testes gemessen, um auf diese Weise den Grad der Verfestigung einschätzen zu können. Der Flüssigkeitsverlust wurde für Temperaturen über 180°F (82.2°C) entweder mit Hilfe einer gerührten dynamischen Hochtemperaturflüssigkeitsverlustzelle oder mit Hilfe des in API-Spezifikation 10, Ausgabe 5 vom 1. July 1990 des American Petroleum Institute beschriebenen Verfahrens gemessen. Die Rheologie der Zementschlamme wurde dann bei Zimmertemperatur mit Hilfe eines Fann Viskosimeters Modell 35 gemessen, welches von Fann Instruments in Houston, Texas, hergestellt wird.
  • Ein typisches Verfahren verläuft für Schlamm Nr. 30 wie folgt. Eine trockene Mischung, bestehend aus einem Zement der Klasse H (600 Gramm), ein mit Acrylamid und 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure gepfropftes Tannin (4.8 Gramm), ein Copolymer von 2-Acrylamido-2-Methypropansulfonsäure und Itaconsäure (12 Gramm), Weinsäure (12 Gramm), Silikapulver (240 Gramm), geschwefelte Silika (30 Gramm), Polyvinylpyrrolidon (3 Gramm), und einem Terpolymer von 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure/Acrylamid/N-Vinyl-N-Methylacetamid (3 Gramm) wurde in einem Waring-Mixer bei grosser Scherung gemäß des API-Verfahrens mit Leitungswasser (372 Gramm) gemischt. Der Schlamm wurde dann in die Zelle des „MINI-MACSTM" Instrumentes übertragen und der Heiztakt wurde so eingestellt, dass die Testtemperatur (434°F (223°C)) innerhalb von 54 Minuten erreicht wurde. Die Rührgeschwindigkeit betrug 150 upm. Der endgültige Druck bei dieser Temperatur betrug 15,000 psi (1.03 × 108 Pa). Nach dem Erreichen der Testtemperatur wurde die Schlammviskosität auf 6 Bc stabilisiert. Der Schlamm wurde dann bei Testtemperatur in der Zelle belassen, um sich zu verfestigen. Das Gerät wurde nun gekühlt, die Zementsäule entfernt, und Stücke des Zements wurden mit Hilfe eines Bohrers entnommen. Die Dichte der oberen, mittleren, und unteren Zementstücke der Säule wurde gemessen und betrug jeweils 15.45, 15.33, und 15.32.
  • Figure 00140001
  • Die in Tabelle I aufgeführten Resultate zeigen, dass das Terpolymer beinhaltende Acrylamid innerhalb des Temperaturbereichs von 150–200°F (65.5–3.3°C) ausreicht, um eine Ablagerung zu verhindern. Dies wird durch die guten Viskositätswerte des Schlamms während der gesamten Testperiode zusammen mit den Testtemperaturen bestätigt.
  • Figure 00160001
  • Die in Tabelle II aufgeführten Resultate für den Temperaturbereich 250–400°F (121–204°C) zeigen, dass die getesteten Polymer eine Ablagerung der Partikel verhindern, wobei dies durch die besonders geringe Dichtevariation innerhalb des verfestigten Zements angedeutet wird. Innerhalb des Temperaturbereichs reichte das Homopolymer des Vinylpyrrolidon nicht aus, wenn dasselbe allein angewendet wurde, wobei diese Tatsache durch den Nullwert für die Viskosität angezeigt wird, welcher während des Testes erreicht wurde. Man darf annehmen, dass dies bei mittleren Temperaturen vor Erreichen der Testtemperatur auf der thermalen Verdünnung beruht. Wenn das Homopolymer in Kombination mit dem einfach zu hydrolisierenden Acrylamide enthaltenden Terpolymer angewendet wird, verbleiben die Schlammviskositäten auf einer Stufe, auf welcher eine Ablagerung nicht auftritt. Die Resultate zeigen ausserdem, dass das Anwenden einer geeigneten Menge des Terpolymers in Kombination mit Zuschlagstoffen, welche nicht übermässig dispersieren, eine Partikelablagerung effektiv verhindern kann.
  • Figure 00180001
  • Die in Tabelle III aufgeführten Resultate zeigen, dass die korrekte Kombination von Polymeren, welche durch Hydrolyse über den gesamten Temperaturbereich hinweg ununterbrochen Carboxylatgruppen erzeugen, die für das Verhindern einer Partikelablagerung bei der Testtemperatur notwendige Schlammviskosifizierung liefern werden.

Claims (16)

  1. Ein viskosifizierender und den Flüssigkeitsverlust kontrollierender Zuschlagstoff für die Anwendung in Bohrlochzementschlammen bei Temperaturen von bis zu 500°F (260°C), wobei derselbe Zuschlagstoff eine Mischung eines Polymers umfasst, welches aus mindestens einem Monomer besteht, welches kalziumtolerant und anionisch ist und einfache Zementschlamme dispersiert, und mindestens einem Monomer, welches innerhalb von einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden und dieselben Schlamme viskosifizieren, und mindestens einem Monomer, welches während des Hydrolisierens innerhalb des einfachen Zementschlammes nicht-ionische Anhängergruppen des Polymers erzeugt, um auf diese Weise ein Ausfällen des Polymers zu verhindern; und ein Homopolymer eines Monomers, welches in innerhalb von einfachen Zementschlammen hydrolisiert, um auf diese Weise anionische Carboxylatgruppen zu erzeugen, welche sich mit Kalzium binden, die Schlamme viskosifizieren, und Ablagerungen innerhalb der Schlamme verhindern.
  2. Ein Zuschlagstoff nach Anspruch 1, bei welchem das vorgenannte kalziumtolerante Monomer aus 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfunsäure und deren Salzen; Vinylsulfonat, Allylsulfonat, und 3-Allyloxy-2-Hydroxy-1-Propansolfonsäure und deren Salzen ausgewählt wird.
  3. Ein Zuschlagstoff nach Anspruch 1 oder 2, bei welchem das vorgenannte Monomer, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, aus Acrylonitril, Acrylamid, N,N-Dialkylacrylamid mit einer Alkylgruppe von C1 bis C6, N-Vinylpyrrolidon, 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure und deren Salzen, Alkylacrylat mit einer Alkylgruppe von C1 bis C6, und Alkylmethylacrylat mit einer Alkylgruppe von C1 bis C6 ausgewählt wird.
  4. Ein Zuschlagstoff nach Anspruch 1, 2 oder 3, bei welchem das vorgenannte Monomer, welches nicht-ionische Anhängergruppen des Polymers erzeugt, aus N- Alkyl-N-Vinyl-Acetamid mit einer Alkylgruppe von C1 bis C6, Allylglycidylether, und Vinylacetat ausgewählt wird.
  5. Ein Zuschlagstoff nach Anspruch 1, 2, 3, oder 4, bei welchem das vorgenannte kalziumtolerante Monomer in dem vorgenannten Polymer in einer Menge von 30% bis 60% Massenanteil des vorgenannten Polymers vorhanden ist.
  6. Ein Zuschlagstoff nach einem der obigen Ansprüche 1 bis 5, bei welchem das vorgenannte Monomer, welches in einfachen Zementschlammen hydrolisiert, in dem vorgenannten Polymer in einer Menge von 20% bis 60% des vorgenannten Polymers vorhanden ist.
  7. Ein Zuschlagstoff nach einem der obigen Ansprüche 1 bis 6, bei welchem das vorgenannte Monomer, welches nicht-ionische Anhängergruppen des Polymers erzeugt, in dem vorgenannten Polymer in einer Menge von bis zu 40% Massenanteil des vorgenannten Polymers vorhanden ist.
  8. Ein Zuschlagstoff nach einem der obigen Ansprüche 1 bis 7, bei welchem das vorgenannte Polymer in der vorgenannten Mischung in einer Menge von 50% bis 95% Massenanteil der vorgenannten Mischung vorhanden ist, und bei welchem das vorgenannte Homopolymer in demselben in einer Menge von 5% bis 50% Massenanteil der vorgenannten Mischung vorhanden ist.
  9. Ein Zuschlagstoff nach einem der obigen Ansprüche 1 bis 8, bei welchem das Molekulargewicht des vorgenannten Polymers zwischen 300,000 und 1.5 Millionen beträgt, und bei welchem das Molekulargewicht des vorgenanntem Homopolymers zwischen 900,000 und 1.5 Millionen beträgt.
  10. Eine Zementzusammensetzung für die Anwendung bei Temperaturen von bis zu 500°F (260°C), welche das Folgende umfasst: einen hydraulischen Zement; Wasser, welches in einer ausreichend grossen Menge für das Formen eines Schlammes vorhanden ist; und ein viskosifizierender und den Flüssigkeitsverlust kontrollierender Zuschlagstoff nach einem der obigen Ansprüche 1 bis 9.
  11. Eine Zusammensetzung nach Anspruch 10, bei welcher der vorgenannte hydraulische Zement aus einem Portland-Zement, Pozzolanazement, Gipszement, aluminösem Zement, oder Silikazement besteht.
  12. Eine Zusammensetzung nach Anspruch 10 oder 1, bei welcher das vorgenannte Wasser aus frischem Wasser oder aus einer ungesättigten oder gesättigten Salzlösung besteht.
  13. Eine Zusammensetzung nach Anspruch 12, bei welcher das vorgenannte Wasser in der vorgenannten Zusammensetzung in einer Menge von 38% bis 70% Massenanteil des darin enthaltenen vorgenannten hydraulischen Zements vorhanden ist.
  14. Eine Zementzusammensetzung nach Anspruch 10, 11, 12 oder 13, bei welcher der vorgenannte viskosifizierende und den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Zuschlagstoff in der vorgenannten Zementzusammensetzung in einer Menge von 0.2% bis 7%, und vorzugsweise ungefähr 2% Massenanteil des darin enthaltenen hydraulischem Zements vorhanden ist.
  15. Eine Zementzusammensetzung nach Anspruch 10, bei welcher der viskosifizierende und den Flüssigkeitsverlust kontrollierende Zuschlagstoff ein Polymer mit einem Molekulargewicht von ungefähr 500,000 umfasst und aus 2-Acrylamido-2-Methylpropansulfonsäure, Acrylamid, und N-Alkyl-N-Vinyl-Acetamidmonomeren besteht, wobei das vorgenannte 2-Acylamido-2-Methylpropansulfonsäurenmonomer in dem vorgenannten Polymer in einer Menge von 40% bis 50% Massenanteil des vorgenannten Polymers vorhanden ist, und wobei das vorgenannte Acrylamidmonomer in dem vorgenannten Polymer in einer Menge von 30% bis 40% Massenanteil des vorgenannten Polymers vorhanden ist, und wobei das vorgenannte N-Alkyl-N-Vinyl-Acetamid in einer Menge von 10% bis 20% Massenanteil des vorgenannten Polymers vorhanden ist, und wobei ein Homopolymer des Acrylamids über ein Molekulargewicht von 1 Million verfügt.
  16. Eine Methode für das Zementieren von Untergrundzonen, welche von Bohrlöchern penetriert werden, wobei dieselbe Methode die folgenden Stufen umfasst: (a) das Platzieren einer Zementzusammensetzung in einer Untergrundzone; und (b) das Aushärten der vorgenannten Zementzusammensetzung in derselben, wobei die Zementzusammensetzung einem der obigen Ansprüche 10 bis 15 entspricht.
DE60300070T 2002-02-08 2003-02-07 Flüssigkeitsverlust-Additive für Bohrzementierungszusammensetzungen Expired - Fee Related DE60300070T2 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US71076 1979-08-30
US10/071,076 US6770604B2 (en) 2002-02-08 2002-02-08 High temperature viscosifying and fluid loss controlling additives for well cements, well cement compositions and methods

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE60300070D1 DE60300070D1 (de) 2004-11-11
DE60300070T2 true DE60300070T2 (de) 2005-03-17

Family

ID=22099092

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE60300070T Expired - Fee Related DE60300070T2 (de) 2002-02-08 2003-02-07 Flüssigkeitsverlust-Additive für Bohrzementierungszusammensetzungen

Country Status (5)

Country Link
US (2) US6770604B2 (de)
EP (1) EP1338756B1 (de)
CA (1) CA2418513A1 (de)
DE (1) DE60300070T2 (de)
NO (1) NO335986B1 (de)

Families Citing this family (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6875729B2 (en) * 2002-06-04 2005-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Sealing composition
US6951250B2 (en) 2003-05-13 2005-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well
US7351681B2 (en) * 2004-02-17 2008-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Well bore servicing fluids comprising thermally activated viscosification compounds and methods of using the same
US7004256B1 (en) 2004-10-11 2006-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Set retarder compositions, cement compositions, and associated methods
US6978835B1 (en) 2004-10-11 2005-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations
US7284611B2 (en) * 2004-11-05 2007-10-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations
US8703659B2 (en) 2005-01-24 2014-04-22 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole
US20060167133A1 (en) * 2005-01-24 2006-07-27 Jan Gromsveld Sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole
US7267174B2 (en) * 2005-01-24 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement
US7067000B1 (en) 2005-02-22 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing using a fluid loss control additive
US7399355B2 (en) * 2005-02-22 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss control additive and cement compositions comprising same
US7943555B2 (en) 2005-04-19 2011-05-17 Halliburton Energy Services Inc. Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation
US7905287B2 (en) 2005-04-19 2011-03-15 Halliburton Energy Services Inc. Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation
US7833945B2 (en) 2005-07-15 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations
US8455404B2 (en) * 2005-07-15 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations
US7919437B2 (en) 2006-06-26 2011-04-05 Bp Exploration Operating Company Limited Wellbore fluid comprising sulfonated copolymers with pendant alkyl groups
US9187373B2 (en) * 2006-11-17 2015-11-17 Baker Hughes Incorporated Method of cementing using polymeric retarder
US8096359B2 (en) * 2006-11-17 2012-01-17 Baker Hughes Incorporated Method of cementing using polymeric retarder
US7947627B2 (en) 2006-12-14 2011-05-24 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control agent with triggerable removal mechanism
US7576040B2 (en) * 2007-01-11 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives
US7523784B2 (en) 2007-01-11 2009-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations
US7388045B1 (en) 2007-02-05 2008-06-17 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising lignite grafted fluid loss control additives
US7360598B1 (en) 2007-02-05 2008-04-22 Halliburton Energy Services, Inc, Method of using lignite grafted fluid loss control additives in cementing operations
US7784542B2 (en) * 2007-05-10 2010-08-31 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods
US9512351B2 (en) 2007-05-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
US7748454B2 (en) * 2008-04-28 2010-07-06 Halliburton Energy Services, Inc. Gelation inhibiting retarders for highly reactive calcium silicate based binder compositions and methods of making and using same
CN102010702B (zh) * 2009-09-04 2013-06-26 中国石油化工股份有限公司 一种防止二氧化碳腐蚀的油井水泥外加剂及其制备方法和应用
US8668010B2 (en) 2010-12-06 2014-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing compositions comprising a fluid loss agent and methods of making and using same
CN103074044B (zh) * 2011-10-25 2015-04-15 中国石油化工股份有限公司 一种防止h2s/co2共同腐蚀的油井水泥外加剂及其制法和应用
US8794051B2 (en) 2011-11-10 2014-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Combined rheometer/mixer having helical blades and methods of determining rheological properties of fluids
US9702799B2 (en) * 2011-11-10 2017-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Static gel strength testing
US9133386B2 (en) * 2012-12-12 2015-09-15 Hallburton Energy Services, Inc. Viscous settable fluid for lost circulation in subterranean formations
US10822917B2 (en) 2013-09-17 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of cementing a well using delayed hydratable polymeric viscosifying agents
US10767098B2 (en) 2013-09-17 2020-09-08 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using sized particulates as spacer fluid
US10844270B2 (en) 2013-09-17 2020-11-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations
MX2016014455A (es) * 2014-05-05 2017-04-27 Hercules Llc Aditivos de perdida de fluido de alta temperatura y alta presion y metodos de uso de los mismos.
CN108117861B (zh) * 2016-11-30 2020-09-25 中国石油化工股份有限公司 一种抗钙盐钻井液降滤失剂及制备方法
US11028309B2 (en) 2019-02-08 2021-06-08 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid
CN111533844B (zh) * 2020-06-04 2022-02-08 江苏万邦新材料科技有限公司 一种改性混凝土保水剂及其制备方法
CN111718149B (zh) * 2020-07-28 2022-03-04 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 一种油井水泥低粘度触变剂及其制备方法
CN111978937B (zh) * 2020-08-14 2023-03-14 中国石油天然气集团有限公司 钻井液用抗温可变形聚合物类降滤失剂及其制备方法
CN114395074B (zh) * 2022-01-18 2023-01-17 天津大学 一种油井水泥用有机无机杂化降失水剂及制备方法与应用

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2931897A1 (de) 1979-08-06 1981-02-26 Cassella Ag Wasserloesliches copolymerisat und seine herstellung
DE3302168A1 (de) 1983-01-24 1984-07-26 Hoechst Ag, 6230 Frankfurt Zementschlaemme fuer tiefbohrungen mit einem gehalt an copolymerisaten zur verminderung des wasserverlustes
US5153240A (en) * 1987-03-23 1992-10-06 Phillips Petroleum Company Fluid loss additives for well cementing compositions containing a tetrapolymer
US4700780A (en) * 1987-03-27 1987-10-20 Halliburton Services Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations
US4806164A (en) * 1987-03-27 1989-02-21 Halliburton Company Method of reducing fluid loss in cement compositions
US5046562A (en) * 1990-06-11 1991-09-10 Basf Corporation Fluid loss control additives for oil well cementing compositions
US5025040A (en) 1990-06-11 1991-06-18 Basf Fluid loss control additives for oil well cementing compositions
US5116421A (en) * 1990-12-12 1992-05-26 The Western Company Of North America High temperature fluid loss additive for cement slurry and method of cementing
US5166421A (en) * 1991-03-18 1992-11-24 E. I. Du Pont De Nemours And Company Process for the manufacture of adipic acid
US5398758A (en) * 1993-11-02 1995-03-21 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
WO1999016723A1 (en) * 1997-09-30 1999-04-08 Bj Services Company Multi-functional additive for use in well cementing
DE19909231C2 (de) 1999-03-03 2001-04-19 Clariant Gmbh Wasserlösliche Copolymere auf AMPS-Basis und ihre Verwendung als Bohrhilfsmittel
US6268406B1 (en) * 1999-06-09 2001-07-31 Halliburton Energy Services, Inc. Well cementing methods using compositions containing liquid polymeric additives
US6138759A (en) * 1999-12-16 2000-10-31 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spotting fluid compositions and methods
US6465587B1 (en) 2000-12-08 2002-10-15 Hercules Incorporated Polymeric fluid loss additives and method of use thereof
US6497283B1 (en) * 2001-11-19 2002-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Well cement additives, compositions and methods
US6715552B2 (en) * 2002-06-20 2004-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Well cementing methods and compositions
US6591910B1 (en) * 2003-01-29 2003-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for cementing subterranean zones

Also Published As

Publication number Publication date
US20030159625A1 (en) 2003-08-28
US6770604B2 (en) 2004-08-03
NO335986B1 (no) 2015-04-13
NO20030598D0 (no) 2003-02-06
EP1338756B1 (de) 2004-10-06
EP1338756A1 (de) 2003-08-27
CA2418513A1 (en) 2003-08-08
US20050075249A1 (en) 2005-04-07
DE60300070D1 (de) 2004-11-11
NO20030598L (no) 2003-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE60300070T2 (de) Flüssigkeitsverlust-Additive für Bohrzementierungszusammensetzungen
DE60203872T2 (de) Abdichtung von unterirdischen Lagerstätten
DE60214562T2 (de) Scherempfindliche abdichtflüssigkeit und methode zum abdichten einer unterirdischen formation
DE60011529T2 (de) Flüssigkeitsverlust kontrollierendes Dispergiermittel für Bohrlochzement
DE69632610T2 (de) Zementzusammensetzungen und ihre Verwendung zur Zementierung von Ölbohrlöchern oder ähnlichen
EP1059316B1 (de) Wasserlösliche Mischpolymere und ihre Verwendung für Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas
DE69915803T2 (de) Universelle zusatzstoffe für bohrlochzemente und verfahren
DE60004986T2 (de) Schlämme, zusatzmittel und verfahren für geschäumtem bohrlochzement
US5135577A (en) Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement
EP1033378B1 (de) Copolymere und ihre Verwendung als Bohrhilfsmittel
DE60102269T2 (de) Öl-basierte härtbare Spottingflüssigkeit
DE69919232T2 (de) Zementierende zusammensetzung und deren anwendung zur zementierung von ölbohrlöchern oder ähnlichem
US5512096A (en) Flexible grouting composition
EP1170268A1 (de) Verzögerte thixotrope Bohrloch-Zementierungs- zusammensetzungen und Verfahren
DE112013003102T5 (de) Verfahren zur Behandlung einer unterirdischen Formation mit einer zur Bildung eines permeablen Mörtels ausgebildeten Mörtelsuspension
DE2830528A1 (de) Additiv fuer tiefbohrzementschlaemme
US6818598B2 (en) Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone
EP0217608A2 (de) Zementieren von Bohrlöchern mit Salz enthaltenden Zementzusammensetzungen
US5341881A (en) Cement set retarding additives, compositions and methods
US3223163A (en) Composition and method for stabilization of soil
EP2382249B1 (de) Verwendung von vinylphosphonsäure zur herstellung biologisch abbaubarer mischpolymere und deren verwendung für die exploration und förderung von erdöl und erdgas
WO2007083144A1 (en) Lost circulation compositions and methods of using them
WO1981000874A1 (en) Shear thickening fluid
CN110408372A (zh) 中低温油基固化堵漏浆及其制备方法
DE60213134T2 (de) Leichte bohrlochzementzusammensetzungen und verfahren

Legal Events

Date Code Title Description
8364 No opposition during term of opposition
8339 Ceased/non-payment of the annual fee