DE102006014403A1 - Verwendung von Aluminatzementen zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen - Google Patents

Verwendung von Aluminatzementen zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen Download PDF

Info

Publication number
DE102006014403A1
DE102006014403A1 DE102006014403A DE102006014403A DE102006014403A1 DE 102006014403 A1 DE102006014403 A1 DE 102006014403A1 DE 102006014403 A DE102006014403 A DE 102006014403A DE 102006014403 A DE102006014403 A DE 102006014403A DE 102006014403 A1 DE102006014403 A1 DE 102006014403A1
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
component
calcium
use according
liquid phase
cements
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.)
Withdrawn
Application number
DE102006014403A
Other languages
English (en)
Inventor
Johann Dr. Plank
Gregor Dr. Keilhofer
Jürgen Dr. Heidlas
Peter Dr. Lange
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.)
Master Builders Solutions Deutschland GmbH
Original Assignee
BASF Construction Polymers GmbH
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 BASF Construction Polymers GmbH filed Critical BASF Construction Polymers GmbH
Priority to DE102006014403A priority Critical patent/DE102006014403A1/de
Priority to US11/590,660 priority patent/US20070227404A1/en
Priority to PCT/EP2007/002473 priority patent/WO2007112860A1/de
Priority to AU2007234137A priority patent/AU2007234137A1/en
Priority to CA002646950A priority patent/CA2646950A1/en
Priority to EP07723436A priority patent/EP1999224A1/de
Publication of DE102006014403A1 publication Critical patent/DE102006014403A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • 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
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/16Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
    • 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
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/26Oil-in-water emulsions
    • C09K8/265Oil-in-water emulsions containing inorganic additives
    • 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
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/32Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36Water-in-oil emulsions

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)

Abstract

Beansprucht wird die Verwendung einer Aluminatzement-Komponente a) zur Steuerung der Rheologie von Flüssigphasen auf Basis einer Ton-Komponente b). Vorzugsweise sollte es sich bei der Komponente a) um Calcium-Aluminat-Zemente und bei der Komponente b) um Tone vom Smektit-Typ handeln. Durch die Verwendung der Komponente a), die in Anteilen >= 50 Gew.-% aus mindestens einem Vertreter der Calcium-Aluminat-Zemente bestehen sollte und die vorzugsweise zur Rheologiesteuerung von wasser- und/oder ölbasierten Systemen eingesetzt wird, kann eine schwerverdünnende und thixotrope Verdickung erreicht werden, die im Ergebnis mit denen der bisher bekannten Additive wie bspw. auf Basis von MMO/MMH verglichen werden können. Durch die erfindungsgemäße Verwendung wird ein wirtschaftliches System zur Verfügung gestellt, welches sich als Additiv einer bekannten Verbindungsklasse bedient, wobei die gewünschten Effekte bereits mit geringen Zugabemengen erreicht werden können.

Description

  • Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist die Verwendung einer Aluminatzement-Komponente a) zur Steuerung der Rheologie von Flüssigphasen auf Basis einer Ton-Komponente b).
  • Die kontrollierte Verdickung wasser- und ölbasierter Systeme, die sog. Rheologiesteuerung, ist eine übliche Maßnahme und sie wird in der Praxis unter Verwendung von Additiven natürlichen oder synthetischen Ursprungs in größerem Umfang genutzt. Unabhängig von den verschiedenen Einsatzgebieten steht dabei häufig die scherverdünnende und/oder thixotrope Verdickung der jeweiligen Flüssigphase im Vordergrund.
  • Zum Beispiel werden hydrophile oder hydrophobe Polymere und Biopolymere, wie insbesondere Scleroglucan, Xanthan Gum, Acrylsäure-Copolymere oder Polymethacrylate, häufig zur Rheologiesteuerung von wasser- oder ölbasierten Bohrspülungen bei der Exploration von Erdöl und Erdgas verwendet. Dem Fachmann ist bekannt, dass gerade scherverdünnende Bohrspülungen den Austrag des erbohrten Materials aus dem Bohrloch in sehr effizienter Weise unterstützen. Dabei kommt dem rheologischen Profil der Flüssigphase in den unterschiedlichen Bohranwendungen eine unterschiedliche Bedeutung zu: Neben der genannten Verbesserung der Tragkraft bei gleichzeitig guter Pumpbarkeit können scherverdünnende Fluide auch den Filtratverlust reduzieren, Bodenformationen stabilisieren sowie ein einfaches Abtrennen des Bohrkleins aus dem Bohrkreislauf unterstützen.
  • Besonders weit verbreitet ist der Einsatz feinstteiliger Tone zur Rheologiesteuerung, wobei vor allem Smektite wie z. B. Bentonit und speziell solche Typen, die sich durch einen hohen Gehalt an Montmorillonit auszeichnen, bevorzugt werden. Hierbei bedient man sich auch zusätzlicher, sekundärer Additive, um die Basisrheologie der Tonkomponente weiter zu verstärken. Zum Beispiel sind als "Bentonit Extender" organische Polymere wie Partiell Hydrolysierte Polyacrylamide (PHPA) gebräuchlich, die entweder der wässrigen Tonsuspension zugegeben werden können oder häufiger bereits als Fertigmischung mit der Ton-Komponente angeboten werden (siehe "Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids", 5th Edition, Darley H.C.H. & Gray G.R., Gulf Publishing Company, Houston, Texas, Seite 178).
  • In der Praxis werden häufig auch sog. Mischmetalloxide (MMO) oder Mischmetallhydroxide (MMH) eingesetzt. Diese bedingen ebenfalls eine weitere signifikante Verdickung der vorgelegten Tonsuspension und sie verstärken dadurch die gewünschten rheologischen Eigenschaften. Solche Ton-MMO/MMH-basierten Flüssigkeiten sind im Bereich der Bohrtechnologie sehr wertvoll, da durch derartige Bohrspülungen der notwenige Austrag des Bohrkleins bei Erdgas- und Erdölbohrungen effizient unterstützt wird.
  • Mischmetalloxide und Mischmetallhydroxide sind dem Fachmann bestens bekannt und durch den Stand der Technik auch ausreichend dokumentiert (WO 01/49 406 A1, DE 199 33 179 A1 ). Die eigentliche Definition der Begriffe Mischmetalloxid (MMO) und Mischmetallhydroxid (MMH) ergibt sich einerseits über deren Syntheseweg, andererseits aber auch über deren Einsatz und ihre Anwendung in der jeweiligen Kombination mit einer Ton-Komponente und insbesondere im Zusammenhang mit der Rheologiesteuerung von Flüssigphasen. Üblicherweise geht man davon aus, dass unabhängig von der Beschreibung der jeweils eingesetzten Mischmetall-Komponente in situ stets ein schichtstrukturiertes Mischmetallhydroxid vorliegt oder sich das Mischmetallhydroxid durch Hydratationsvorgänge bildet. In der Regel handelt es sich hierbei um Hydrotalcite oder Hydrotalcit-ähnliche Verbindungen auf Magnesium-Aluminium-Basis, die auch thermisch aktiviert oder calciniert und anschließend hydratisiert sein können.
  • Die überwiegend positiv geladenen Oberflächen dieser tonähnlichen Mineralien können aufgrund der beschriebenen Eigenschaften mit herkömmlichen Tonen interagieren, wobei sich Addukte und Netzwerkstrukturen ausbilden, was letztendlich zu einem Anstieg der Viskosität in der Flüssigphase führt.
  • Die Herstellung entsprechender Flüssigphasen auf Basis von Ton und Wasser und insbesondere unter Einsatz von Mischmetall-Verbindungen beschreibt WO 01/49 406 A1. Eine Reihe weiterer Beispiele, die die Verwendung von Mischmetalloxiden (MMO) oder Mischmetallhydroxiden (MMH) im Zusammenhang mit der Verdickung einer vorgelegten Tonsuspension veranschaulichen, findet sich in EP 0 539 582 B1 und DE 199 33 176 A1 .
  • Entsprechend EP 0 539 582 B1 bilden die Mischmetallhydroxide gemeinsam mit Bentonit Addukte, während gemäß DE 199 33 176 A1 die dort beschriebenen Mischmetallhydroxide gemeinsam mit Hektorit Addukte bilden, die jeweils zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen geeignet sind.
  • Im US-Patent 6,906,010 sind Formulierungen zur Rheologiemodifizierung in Flüssigkeiten beschrieben, die beim Bohren nach Öl und Gas sowie beim Tunnelbau eingesetzt werden. Derartige wässrige Flüssigkeiten mit Rheologiemodifizierenden Eigenschaften enthalten Ton, Wasser, Magnesiumoxid, Aluminiumoxidhydroxid, Natrium- oder Kaliumcarbonat und Calciumoxid oder Calciumhydroxid. Es kann in diesem Zusammenhang davon ausgegangen werden, dass die solchermaßen zusammengesetzten Flüssigphasen ebenfalls auf einer in situ-Erzeugung eines Mischmetallhydroxids basieren.
  • Die Verdickung von in der Regel wässrigen Ton-Suspensionen mit Hilfe von Mischmetalloxiden und Mischmetallhydroxiden stellt somit einen hinreichend vorbeschriebenen Stand der Technik dar. Durch einfaches Zusammenmischen bilden sich aufgrund elektrostatischer Wechselwirkungen zwischen der Ton-Komponente und den MMO/MMH-Komponenten Addukte und Netzwerkstrukturen aus, wodurch eine sog. scherverdünnende Rheologie bedingt wird.
  • Bei den genannten Additiven handelt es sich um Spezialprodukte, die häufig nur für die beschriebene Anwendung zur Rheologiesteuerung wasser- oder ölbasierter Flüssigphasen hergestellt werden. Zum Beispiel waren MMH/MMO-basierte Produkte aufgrund der teils aufwendigen Herstellverfahren und limitierter Kapazitäten in den vergangenen Jahren durch eine kontinuierliche Preissteigerung geprägt.
  • Es hat sich für die vorliegende Erfindung die Aufgabe gestellt, ein weiteres alternatives System zur Steuerung der Rheologie von Flüssigphasen auf Basis einer Ton-Komponente bereitzustellen. Dieses neue System sollte hinsichtlich seiner Zusammensetzung möglichst einfach sein und aus wirtschaftlichen Gründen auf bekannte und leicht zugängliche Ausgangsmaterialien zurückgreifen, wobei die Performance bei der Rheologiesteuerung zumindest den bisherigen Systemen ebenbürtig sein sollte.
  • Gelöst wurde diese Aufgabe durch die Verwendung einer Aluminatzement-Komponente a) zur Steuerung der Rheologie von Flüssigphasen auf Basis einer Ton-Komponente b).
  • Überraschenderweise hat sich herausgestellt, dass handelsübliche Aluminatzemente zur Verdickung einer vorgelegten Ton-Suspension hervorragend geeignet sind. Dies ist umso erstaunlicher, da diese Aluminatzemente bereits in äußerst geringen Mengen den gewünschten Effekt bewirken können, was darauf schließen lässt, dass die üblichen Wirkungsmechanismen aus der bekannten Zementchemie in diesem Spezialfall nicht in Frage kommen.
  • Aluminatzemente sind bislang im bauchemischen Bereich meist im Zusammenhang mit Feuerfestanwendungen sowie mit Schnellmörteln bekannt. Hochreine Calcium-Aluminat-Zemente bedingen dabei eine rasche Aushärtung, wobei sie durch Lithiumsalze in ihrem Abbindeverhalten noch weiter beschleunigt werden können. Zu beobachten ist auch, dass Aluminatzemente eine hohe Säurebeständigkeit aufweisen. Außerdem kann bei ihnen – im Gegensatz zu Portlandzement – durch Zugabe von Sulfatträgern wie z.B. Anhydrit (CaSO4) das Schwundverhalten stark minimiert werden. Aluminatzemente entfalten ihre unterschiedlichen Wirkungsweisen dabei unabhängig von klimatischen Einflüssen und bei gleich bleibend guter Stabilität.
  • Das dominierende hydraulische Mineral in Calcium-Aluminat-Zementen stellt Calcium-Monoaluminat dar. Vor allem seine Hydratation ist für die hohe Frühfestigkeit verantwortlich. Bei Calcium-Monoaluminaten handelt es sich um monokline Phasen mit pseudohexagonaler Struktur. Eine weitere Variante stellen Calcium-Dialuminate dar, die als auch Grossite bezeichnet werden. Grossite sind im Vergleich mit den eben erwähnten Calcium-Monoaluminaten weniger reaktiv, jedoch ausgeprägter feuerfest. Die Hydratation von Grossiten wird durch höhere Temperaturen beschleunigt, wobei Anteile an Calcium-Monoaluminaten nicht stören. Bekannt sind auch Mayenite, bei denen es sich in Form von Dodeca-Calcium-Hepta-Aluminaten um die reaktivsten aller Calcium-Aluminat-Varianten handelt, wobei sie einer äußerst schnellen Hydratation unterliegen. Durch Sintern von Calcium-Dialuminaten gelangt man zu Calcium-Hexa-Aluminaten. Diese sind nicht hydraulisch, aber äußerst feuertest, wobei sie einen Schmelzpunkt von 1.870 °C aufweisen.
  • Neben den Feuerfestmaterialien umfassen die Einsatzgebiete von Calcium-Aluminat-Zementen auch spezielle Bodenbeläge wie z.B. so genannte Selbstverlaufsmassen sowie chemisch widerstandsfähige Mörtel und Betone. Auch in Expansivzementen, Estrichen, Fliesenklebern und schützenden Beschichtungsmitteln sind Aluminatzemente enthalten.
  • Im Bereich der Erdöl- und Erdgas-Anwendungen werden Aluminatzemente gelegentlich zum Zementieren von Bohrlöchern eingesetzt. Anwendungen in Bohrspülungen sind hingegen nicht bekannt.
  • Im Zusammenhang mit der vorliegenden Erfindung hat sich die erfindungsgemäße Verwendung einer Aluminatzement-Komponente dann als besonders vorteilhaft erwiesen, wenn es sich bei der jeweiligen Flüssigphase um eine auf Basis von Smektiten, Bentoniten, Montmorilloniten, Beidelliten, Hektoriten, Saponiten, Sauconiten, Vermiculiten, Illiten, Kaoliniten, Chloriten, Attapulgiten, Sepioliten, Palygorskiten, Halloysiten und Fuller's Erden als Ton-Komponente b) handelt. Ihre vorteilhaften Eigenschaften entfaltet die Komponente a) insbesondere dann, wenn es sich bei der Komponente b) um Tone vom Smektit-Typ und insbesondere um Hektorit und besonders bevorzugt um Montmorillonite sowie Bentonite handelt.
  • Die vorliegende Erfindung sieht eine weitere Variante vor, bei der die verwendete Ton-Komponente auch Zusatzmittel, wie insbesondere Partiell Hydrolysierte Polyacrylamide (PHPA) als sog. "Bentonit Extender" enthält. Vorgesehen ist auch, dass die verwendete Ton-Komponente chemisch modifiziert sein kann, wobei es sich dann vorzugsweise um hydrophobierte Tone, vor allem für den Einsatz in ölbasierten Bohrspülungen handelt.
  • Hinsichtlich der erfindungswesentlichen Komponente a) berücksichtigt die vorliegende Erfindung als bevorzugte Vertreter Calcium-Aluminat-Zemente und hier insbesondere Calcium-Monoaluminat-Zemente, Calcium-Dialuminat-Zemente ("Grossite"), Dodeca-Calcium-Hepta-Aluminat-Zemente ("Mayenite") und/oder Calcium-Hexa-Aluminat-Zemente ("Hibonite"). Für den erfindungsgemäßen Verwendungszweck sind aber auch Hydratationsprodukte der eben beschriebenen Aluminatzemente sehr gut geeignet. Als beispielhafte Vertreter seien in diesem Zusammenhang insbesondere CAH10 C2AH8 und C4AH13 genannt. In diesen branchenüblichen Abkürzungen bedeuten C = CaO, A = Al2O3 und H steht für die Anteile an Hydratationswasser. Diese Hydratationsprodukte, somit im wesentlichen bestehend aus CaO und Al2O3, können im jeweiligen Anwendungsbereich entweder als alleinige Vertreter der Aluminatzement-Komponente oder aber auch in jeder geeigneten Mischung mit nicht-hydratisierten Aluminatzementen eingesetzt werden.
  • Als besonders vorteilhaft hat es sich herausgestellt, wenn die Komponente a) in Anteilen ≥ 50 Gew.-% und vorzugsweise ≥ 90 Gew.-% aus mindestens einem Vertreter der Calcium-Aluminat-Zemente besteht, wobei der Aluminatgehalt insgesamt ≥ 30 Gew.-% und vorzugsweise ≥ 60 Gew.-% betragen soll.
  • Zwar können Aluminatzemente im Rahmen der vorliegenden Erfindung in relativ großen Anteilsbereichen zur Steuerung der Rheologie den jeweiligen Flüssigphasen zugesetzt werden. Allerdings haben sich Mengen ≤ 10 Gew.-% und insbesondere ≤ 5 Gew.-% als besonders günstig gezeigt. Unter speziellen Voraussetzungen kann die Komponente a) auch in Mengen zwischen 0,1 und 1,0 Gew.-%, jeweils bezogen auf die Flüssigphase, eingesetzt werden, was von der vorliegenden Erfindung ebenfalls berücksichtigt wird.
  • Hinsichtlich der Flüssigphase sieht die vorliegende Erfindung vor, dass es sich um wasser- und/oder ölbasierte Systeme sowie Emulsionen oder Invertemulsionen handelt. Unter derartigen Systemen werden insbesondere wasserbasierte Flüssigphasen verstanden, die neben Frischwasser oder Meerwasser eine Reihe weiterer Haupt- oder Nebenkomponenten enthalten können; dies schließt auch salzhaltige Systeme (sog. „Brines") sowie komplexere Bohrspülungen wie z. B. Emulsionen oder Invertemulsionen, die auch zu großen Anteilen eine Ölkomponente enthalten können, mit ein.
  • Insbesondere sollte es sich bei der Flüssigphase um Bohrspülungen handeln, die neben den Hauptkomponenten a) und b) gemäß vorliegender Erfindung weitere Additive zur Steuerung der Rheologie, zur Filtratreduzierung, zur Kontrolle der Dichte, dem Kühlen und Schmieren des Bohrmeißels und zur Stabilisierung der Bohrlochwand enthalten. Desweiteren werden auch häufig Additive zur chemischen Stabilisierung der Bohrflüssigkeit, wie z. B. Radikalfänger oder mehrwertige Metallsalze als so genannte „anionic Scavanger" eingesetzt.
  • Ein letzter bevorzugter Aspekt der vorliegenden Erfindung ist darin zu sehen, dass die erfindungsgemäße Verwendung der scherverdünnenden und/oder thixotropen Verdickung der Flüssigphase dient.
  • Insgesamt liegt mit der Verwendung von Aluminatzementen zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen ein einfaches und kostengünstiges neues System vor, bei dem auf handelsübliche Verbindungen zurückgegriffen werden kann, die zusätzlich bereits in geringen Dosierungen den gewünschten Effekt entfalten, wobei sie gegenüber den bekannten Einflüssen wie Temperatur und Salz-Konzentration eine relativ breite Toleranz aufweisen.
  • Die nachfolgenden Beispiele verdeutlichen die Vorteile der vorliegenden Erfindung.
  • Beispiele
  • Die Eigenschaften der jeweiligen Bohrspülungen auf Basis einer wässrigen Tonsuspension wurden gemäß den Vorschriften des American Petroleum Institute (API), Richtlinie RP13B-1 bestimmt. So wurden die Rheologien mit einem FANN-Viscometer bei 600 und 300 Umdrehungen je Minute gemessen, woraus sich die Werte für PV (Plastische Viskosität) und YP (Yield Point) errechnen. Zusätzlich wurden die Schubspannungen bei 200, 100, 6 und 3 Umdrehungen pro Minute bestimmt. Stets wurde auch ein Referenzversuch ohne Aluminatzement durchgeführt.
  • Die nachfolgenden Tabellen veranschaulichen die Ergebnisse.
  • Beispiel 1
  • Variation der verwendeten Aluminatzement-Komponente.
  • Dargestellt ist die Verdickung einer bohrtechnisch üblichen, wässrigen Tonsuspension im Sinne der Generierung einer scherverdünnenden Rheologie, welche sich durch eine hohe Fließgrenze YP bei zugleich niedriger Plastischer Viskosität auszeichnet (YP >> PV).
  • Herstellung der Bohrspülungen:
  • 350 g Wasser wurden an einem Hamilton Beach Mixer (HBM), Stufe "low" vorgelegt und zusammen mit 8 g Wyoming Bentonit 30 Minuten gerührt. Anschließend wurden jeweils 0,8 g der Aluminatzement-Komponente zugegeben (z. B. Secar® 71 und Fondu® von Fa. Lafarge). Mit Natronlauge als Base wurde der pH auf Werte zwischen 11,0 und 11,5 eingestellt, und nach 15 Minuten Rühren nochmals entsprechend nachgestellt. Nach weiteren 30 Minuten Rühren wurde die Rheologie gemessen. Tabelle 1
    Figure 00100001
    • ppb = pound per barrel = Dosierung [g] auf 350 g Wasser
  • Beispiel 2
  • Variation der Tonkomponente bei analoger Versuchsdurchführung gemäß Beispiel 1.
  • Eingesetzt wurden Gold Seal Bentonite von Fa. Baroid, M-I Supreme Gel von Fa. M-I, Black Hills Bentonite von Fa. Black Hills Bentonite, ein chemisch behandelter OCMA Ton sowie Bentone CT, ein Hektorit-Ton von Fa. Elementis. Im Einzelnen wurden die Dosierungen der Tonkomponente und der Aluminatzement-Komponente entsprechend angepasst, um eine einheitliche Fließgrenze YP größer 50 lbs/100ft2 zu erhalten.
  • Tabelle 2
    Figure 00100002
  • Beispiel 3
  • Beispiel 3 demonstriert verschiedene Möglichkeiten der pH Einstellung bei analoger Versuchsdurchführung gemäß Beispiel 1.
  • Als Base eingesetzt wurden wässrige NaOH (20%ig), handelsübliches Soda Na2CO3 sowie eine stöchiometrische 1 : 1 Mischung aus Calciumoxid CaO und Soda. Im Falle der Feststoffe Soda sowie der Kombination [CaO + Soda] wurde jeweils eine Fertigmischung mit der Aluminatzement-Komponente verwendet. Hierbei erfolgte keine weitere pH Nachstellung im Anmischverlauf.
  • Tabelle 3
    Figure 00110001
  • Beispiel 4
  • Beispiel 4 zeigt die Verwendung von Meerwasser bei der Herstellung einer erfindungsgemäßen Flüssigphase.
  • Es wurden 182 g einer so genannten "stock slurry", bestehend aus 30 g eines in 350 g Frischwasser vorhydratisierten Wyoming Bentonit in einem Verhältnis von 1 : 1 mit Meerwasser vermischt. Anschließend wurden 1,5 g der Aluminatzement-Komponente Secar® 71 zugegeben. Mit Natronlauge als Base wurde der pH auf Werte zwischen 11,0 und 11,5 eingestellt und nach 15 Minuten Rühren nochmals entsprechend nachgestellt. Nach weiteren 30 Minuten Rühren wurde die Rheologie gemessen.
  • Tabelle 4
    Figure 00120001
  • Beispiel 5
  • Beispiel 5 veranschaulicht die Unempfindlichkeit Aluminatzement-haltiger Fluidsysteme gemäß Erfindung gegenüber bohrtechnisch üblichen Kontaminationen wie zum Beispiel RevDust, einem wenig-quellbaren Ton der üblicherweise zur Simulation von Bohrklein eingesetzt wird, oder auch gegenüber einem ausgehärteten gemahlenen Zement, welcher beim so genannten "Milling", dem Ausfräsen von schadhafter Verrohrung, entsteht. Die Durchführung der Versuche erfolgte zunächst gemäß Beispiel 1, wobei im letzten Schritt die genannten Kontaminationsmittel eingemischt wurden:
  • Tabelle 5
    Figure 00120002
  • Beispiel 6
  • Beispiel 6 verdeutlicht die Eignung Aluminatzement-haltiger Fluidsysteme gemäß Erfindung für den Einsatz als Bohrspülung, welche auch andere funktionelle Additive wie z.B. zur Filtratwasserkontrolle enthalten kann.
  • Die Versuchsdurchführung und das Anmischen der Basisspülung erfolgten zunächst gemäß Beispiel 1, wobei abschließend 20 g RevDust zur Simulation von Bohrklein sowie 3,5 g eines derivatisierten Polysaccharids, dem Produkt FLOPLEX® der Fa. M-I, zur Filtratwasserkontrolle eingemischt wurden. Nach Messung der Rheologie wurde der so genannte "API Fluid Loss" nach entsprechenden Richtlinien bestimmt.
  • Tabelle 6
    Figure 00130001
  • Die vorangehenden Beispiele verdeutlichen die Breite der vorliegenden Erfindung hinsichtlich der unterschiedlichen Aluminatzement-Typen, verschiedener Tone und Basen zur pH-Wert Einstellung sowie grundsätzlich hinsichtlich unterschiedlicher Zusammensetzungen der zugrunde liegenden Flüssigphase.

Claims (9)

  1. Verwendung einer Aluminatzement-Komponente a) zur Steuerung der Rheologie von Flüssigphasen auf Basis einer Ton-Komponente b).
  2. Verwendung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei der Ton-Komponente b) um Smektite, Bentonite, Montmorillonite, Beidellite, Hektorite, Saponite, Sauconite, Vermiculite, Illite, Kaolinite, Chlorite, Attapulgite, Sepiolite, Palygorskite, Halloysite und Fuller's Erden und bevorzugt um Tone vom Smektit-Typ, insbesondere Hektorit, und besonders bevorzugt um Montmorillonite sowie Bentonite handelt.
  3. Verwendung nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die verwendete Tonkomponente Zusatzmittel wie insbesondere Partiell Hydrolysierte Polyacrylamide (PHPA) als sogenannte "Bentonite Extender" enthält und/oder chemisch modifiziert ist, und besonders bevorzugt als hydrophobierte Ton-Komponente für den Einsatz in Öl-basierten Bohrspülungen vorliegt.
  4. Verwendung nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente a) ausgewählt wird aus der Reihe der Calcium-Aluminat-Zemente, insbesondere der Calcium-Monoaluminat-Zemente, Calcium-Dialuminat-Zemente ("Grossite"), Dodeca-Calcium-Hepta-Aluminat-Zemente ("Mayenite") und/oder Calcium-Hexa-Aluminat-Zemente ("Hibonite"), sowie deren Hydratationsprodukten.
  5. Verwendung nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente a) in Anteilen ≥ 50 Gew.-% und vorzugsweise ≥ 90 Gew.-% aus mindestens einem Vertreter der Calcium-Aluminat-Zemente besteht und/oder der Aluminatgehalt der Komponente a) ≥ 30 Gew.-% und vorzugsweise ≥ 60 Gew.-% beträgt.
  6. Verwendung nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Komponente a) in Mengen ≤ 10 Gew.-%, insbesondere ≤ 5 Gew.-%, bevorzugt in Mengen zwischen 0,1 und 1,0 Gew.-%, jeweils bezogen auf die Flüssigphase, eingesetzt wird.
  7. Verwendung nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei der Flüssigphase um wasser- und/oder ölbasierte Systeme sowie Emulsionen oder Invertemulsionen handelt.
  8. Verwendung nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei der Flüssigphase um Bohrspülungen handelt, die neben den Hauptkomponenten a) und b) weitere Additive zur Steuerung der Rheologie, zur Filtratreduzierung, zur Kontrolle der Dichte, dem Kühlen und Schmieren des Bohrmeißels, der Stabilisierung der Bohrlochwand und der chemischen Stabilisierung der Bohrflüssigkeit enthalten.
  9. Verwendung nach einem der Ansprüche 1 bis 8 zur scherverdünnenden und/oder thioxotropen Verdickung der Flüssigphase.
DE102006014403A 2006-03-29 2006-03-29 Verwendung von Aluminatzementen zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen Withdrawn DE102006014403A1 (de)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102006014403A DE102006014403A1 (de) 2006-03-29 2006-03-29 Verwendung von Aluminatzementen zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen
US11/590,660 US20070227404A1 (en) 2006-03-29 2006-10-30 Method of using high-alumina cements for rheology control of liquid phases
PCT/EP2007/002473 WO2007112860A1 (de) 2006-03-29 2007-03-20 Verwendung von aluminatzementen zur rheologiesteuerung von flüssigphasen
AU2007234137A AU2007234137A1 (en) 2006-03-29 2007-03-20 Use of aluminate cements for controlling the rheology of liquid phases
CA002646950A CA2646950A1 (en) 2006-03-29 2007-03-20 Use of aluminate cements for controlling the rheology of liquid phases
EP07723436A EP1999224A1 (de) 2006-03-29 2007-03-20 Verwendung von aluminatzementen zur rheologiesteuerung von flüssigphasen

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102006014403A DE102006014403A1 (de) 2006-03-29 2006-03-29 Verwendung von Aluminatzementen zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen

Publications (1)

Publication Number Publication Date
DE102006014403A1 true DE102006014403A1 (de) 2007-10-04

Family

ID=38223757

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE102006014403A Withdrawn DE102006014403A1 (de) 2006-03-29 2006-03-29 Verwendung von Aluminatzementen zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20070227404A1 (de)
EP (1) EP1999224A1 (de)
AU (1) AU2007234137A1 (de)
CA (1) CA2646950A1 (de)
DE (1) DE102006014403A1 (de)
WO (1) WO2007112860A1 (de)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7740066B2 (en) 2008-01-25 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Additives for high alumina cements and associated methods
KR101908753B1 (ko) 2011-02-23 2018-10-16 바스프 에스이 석고 기재 슬러리, 발포 석고 보드 및 발포 석고 보드의 제조 방법
US9592548B2 (en) * 2013-01-29 2017-03-14 General Electric Company Calcium hexaluminate-containing mold and facecoat compositions and methods for casting titanium and titanium aluminide alloys
US10041300B2 (en) * 2014-05-15 2018-08-07 Halliburton Energy Services, Inc. Organo-clay free invert emulsion fluids
US9889579B2 (en) 2014-09-03 2018-02-13 National Gypsum Properties, Llc Gypsum wallboard and method of making same
US11095101B2 (en) 2016-09-06 2021-08-17 Quanta Associates, L.P. Repurposing pipeline for electrical cable
CN106905937A (zh) * 2017-04-12 2017-06-30 中国石油化工股份有限公司 一种油基钻井液用提切剂及其制备方法
US10640696B2 (en) 2017-08-15 2020-05-05 Saudi Arabian Oil Company Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations
US10676658B2 (en) 2017-08-15 2020-06-09 Saudi Arabian Oil Company Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations
US10745606B2 (en) 2017-08-15 2020-08-18 Saudi Arabian Oil Company Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers
US10647903B2 (en) 2017-08-15 2020-05-12 Saudi Arabian Oil Company Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers and amino amides as emulsifiers
US10793762B2 (en) * 2017-08-15 2020-10-06 Saudi Arabian Oil Company Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids
WO2019036290A1 (en) 2017-08-15 2019-02-21 Saudi Arabian Oil Company THERMALLY STABLE SURFACTANTS FOR OIL BASED DRILLING FLUIDS
US10988659B2 (en) 2017-08-15 2021-04-27 Saudi Arabian Oil Company Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids
US10876039B2 (en) 2017-08-15 2020-12-29 Saudi Arabian Oil Company Thermally stable surfactants for oil based drilling fluids

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3581825A (en) * 1969-12-09 1971-06-01 Mobil Oil Corp Permafrost cementing process
EP0668339A1 (de) * 1994-02-18 1995-08-23 Baker Hughes Incorporated Bohrspülungadditiv für wasserempfindliche Schiefern und Tone und Verfahren zum Bohren das dieses verwendet
EP0539582B1 (de) * 1991-04-16 1996-08-28 The Dow Chemical Company Addukte von ton und aktivierten gemischten metalloxyden
US6258756B1 (en) * 1999-01-26 2001-07-10 Spectral, Inc. Salt water drilling mud and method

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2167455A (en) * 1936-11-18 1939-07-25 American Colloid Co Lead S Dak Method and means for increasing the strength of bentonitic clay gels
GB500190A (en) * 1937-07-27 1939-01-27 Jeffrey Mfg Co Improvements in or relating to method of separating materials and fluid separating mediums therefor
US5418271A (en) * 1985-07-05 1995-05-23 The Dow Chemical Company Coating composition comprising solids having reversible stress-induced fluidity
US5443761A (en) * 1985-07-05 1995-08-22 The Dow Chemical Company Elastic solids having reversible strain-induced fluidity
US4822421A (en) * 1988-03-04 1989-04-18 The Dow Chemical Company Thixotropic cement compositions
CA2115390C (en) * 1993-03-22 1999-08-24 Bharat B. Patel Fluid composition comprising a metal aluminate or a viscosity promoter and a magnesium compound and process using the composition
US5755295A (en) * 1996-04-19 1998-05-26 Spectral Inc. Modular drilling fluid system and method
DE19933176A1 (de) * 1999-07-15 2001-01-18 Sueddeutsche Kalkstickstoff Verfahren zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen
US6365639B1 (en) * 2000-01-06 2002-04-02 Edgar Franklin Hoy Rheology, modified compositions exhibiting stress-dependent fluidity, modification agents therefor, and methods of making same
US6906010B2 (en) * 2002-04-22 2005-06-14 Edgar Franklin Hoy Additives for preparing rheology-modified aqueous fluids
US20050080145A1 (en) * 2003-10-09 2005-04-14 Hoy Edgar Franklin Method and compositions for rheology modification of aqueous soluble salt solutions

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3581825A (en) * 1969-12-09 1971-06-01 Mobil Oil Corp Permafrost cementing process
EP0539582B1 (de) * 1991-04-16 1996-08-28 The Dow Chemical Company Addukte von ton und aktivierten gemischten metalloxyden
EP0668339A1 (de) * 1994-02-18 1995-08-23 Baker Hughes Incorporated Bohrspülungadditiv für wasserempfindliche Schiefern und Tone und Verfahren zum Bohren das dieses verwendet
US6258756B1 (en) * 1999-01-26 2001-07-10 Spectral, Inc. Salt water drilling mud and method

Also Published As

Publication number Publication date
EP1999224A1 (de) 2008-12-10
WO2007112860A1 (de) 2007-10-11
AU2007234137A1 (en) 2007-10-11
CA2646950A1 (en) 2007-10-11
US20070227404A1 (en) 2007-10-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE102006014403A1 (de) Verwendung von Aluminatzementen zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen
US5663122A (en) Mineral additives for setting and/or controlling the rheological properties and gel structure of aqueous liquid phases and the use of such additives
DE60118531T2 (de) Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel und verfahren zu dessen verwendung
DE60116988T2 (de) Organophile Tonadditive und sie enthaltende Bohrflüssigkeiten mit rheologischen Eigenschaften , die eine geringere Temperaturabhängigkeit aufweisen
DE60105569T2 (de) Zementzusammensetzungen und ihre verwendung in ölbohrlöchern oder ähnlichen
EP0664848B1 (de) Verfahren zum bohren und zementieren von löchern
EP2398866B1 (de) Entfluidisierende spülungsverlustpillen
EP0260538B1 (de) Verwendung von quellfähigen, synthetischen Schichtsilikaten in wässrigen Bohrspül- und Bohrlochbehandlungsmitteln
US4526693A (en) Shale and salt stabilizing drilling fluid
DE602004005221T2 (de) Doppelfunktionszementzusatz
US7350575B1 (en) Methods of servicing a wellbore with compositions comprising Sorel cements and oil based fluids
DE69433329T2 (de) Bohrspüladditive und Verfahren zur Hydratationsbeschleunigung
DE1909919A1 (de) Verfahren zum Zementieren von OElbohrloch-Verbohrungen
US20080171673A1 (en) Compositions comprising sorel cements and oil based fluids
DE19933176A1 (de) Verfahren zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen
US4889645A (en) Substituted-ammonium humate fluid loss control agents for oil-based drilling muds
CN101495594A (zh) 用于水基钻井液的功能化粘土组合物
US2800449A (en) Drilling fluids for oil wells and additives therefor
EP2668245A1 (de) Verfahren zur reduzierung der permeabilität einer unterirdischen lagerstätte
RU2516400C1 (ru) Алюмогипсокалиевый буровой раствор и способ его получения
US10662365B2 (en) Oil based drilling fluids useful having reduced change in high shear viscosity over a wide temperature range
DE102005055701A1 (de) Verwendung mehrwertiger Metallsalze zur Stabilisierung der Rheologie von Flüssigphasen
DERYAEV THE METHOD OF DRILLING MUD TREATMENT WITH THE INHIBITED COMPLEX ADDITIVE" PACS" AND THE RESULTS OF FIELD TESTS.
SU945163A1 (ru) Безглинистый буровой раствор
Salahudeen et al. Original Research Article Morphological, Mineralogical and Chemical Characterizations of Azara Barite and its Yield Property as a Weighting Agent in Drilling Fluid

Legal Events

Date Code Title Description
OM8 Search report available as to paragraph 43 lit. 1 sentence 1 patent law
R119 Application deemed withdrawn, or ip right lapsed, due to non-payment of renewal fee

Effective date: 20111001