DE60300070T2 - Flüssigkeitsverlust-Additive für Bohrzementierungszusammensetzungen - Google Patents
Flüssigkeitsverlust-Additive für Bohrzementierungszusammensetzungen Download PDFInfo
- 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
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 86
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims description 17
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 122
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 74
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 47
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 21
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 20
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 20
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 19
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 18
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 claims description 14
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 claims description 13
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 12
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 8
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 7
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 4
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 claims description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 3
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 claims description 3
- GBXQPDCOMJJCMJ-UHFFFAOYSA-M trimethyl-[6-(trimethylazaniumyl)hexyl]azanium;bromide Chemical compound [Br-].C[N+](C)(C)CCCCCC[N+](C)(C)C GBXQPDCOMJJCMJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- STMDPCBYJCIZOD-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-dinitroanilino)-4-methylpentanoic acid Chemical compound CC(C)CC(C(O)=O)NC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1[N+]([O-])=O STMDPCBYJCIZOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- -1 Pozzolanazement Substances 0.000 claims description 2
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 claims description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims description 2
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 27
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 25
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 21
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 12
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 10
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 7
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 6
- 238000002826 magnetic-activated cell sorting Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 5
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 5
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 5
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 5
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 3
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 3
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N curcumin Chemical compound C1=C(O)C(OC)=CC(\C=C\C(=O)CC(=O)\C=C\C=2C=C(OC)C(O)=CC=2)=C1 VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PNLUGRYDUHRLOF-UHFFFAOYSA-N n-ethenyl-n-methylacetamide Chemical compound C=CN(C)C(C)=O PNLUGRYDUHRLOF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 2
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 2
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 2
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 2
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 2
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 2
- 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
- QENRKQYUEGJNNZ-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-1-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(C)C(S(O)(=O)=O)NC(=O)C=C QENRKQYUEGJNNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101000703964 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) 40S ribosomal protein S1-B Proteins 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/16—Sulfur-containing compounds
- C04B24/161—Macromolecular compounds comprising sulfonate or sulfate groups
- C04B24/163—Macromolecular compounds comprising sulfonate or sulfate groups obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- 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
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/44—Thickening, gelling or viscosity increasing agents
-
- 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
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/46—Water-loss or fluid-loss reducers, hygroscopic or hydrophilic agents, water retention agents
-
- 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
- C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
- C04B2111/76—Use at unusual temperatures, e.g. sub-zero
- C04B2111/763—High 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.
- 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.
- 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.
- 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)
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- Eine Zusammensetzung nach Anspruch 10, bei welcher der vorgenannte hydraulische Zement aus einem Portland-Zement, Pozzolanazement, Gipszement, aluminösem Zement, oder Silikazement besteht.
- Eine Zusammensetzung nach Anspruch 10 oder 1, bei welcher das vorgenannte Wasser aus frischem Wasser oder aus einer ungesättigten oder gesättigten Salzlösung besteht.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
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)
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)
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 |
-
2002
- 2002-02-08 US US10/071,076 patent/US6770604B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-02-05 CA CA002418513A patent/CA2418513A1/en not_active Abandoned
- 2003-02-06 NO NO20030598A patent/NO335986B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-02-07 DE DE60300070T patent/DE60300070T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-02-07 EP EP03250797A patent/EP1338756B1/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-11-12 US US10/706,129 patent/US20050075249A1/en not_active Abandoned
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 |