DE69632610T2 - Zementzusammensetzungen und ihre Verwendung zur Zementierung von Ölbohrlöchern oder ähnlichen - Google Patents

Zementzusammensetzungen und ihre Verwendung zur Zementierung von Ölbohrlöchern oder ähnlichen Download PDF

Info

Publication number
DE69632610T2
DE69632610T2 DE69632610T DE69632610T DE69632610T2 DE 69632610 T2 DE69632610 T2 DE 69632610T2 DE 69632610 T DE69632610 T DE 69632610T DE 69632610 T DE69632610 T DE 69632610T DE 69632610 T2 DE69632610 T2 DE 69632610T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
cement
additive
cementing
composition according
fluid loss
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 - Lifetime
Application number
DE69632610T
Other languages
English (en)
Other versions
DE69632610D1 (de
Inventor
Veronique Barlet-Gouedard
Bernard Dargaud
Andre Garnier
Pierre Maroy
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.)
Schlumberger Technology BV
Original Assignee
Sofitech NV
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 Sofitech NV filed Critical Sofitech NV
Application granted granted Critical
Publication of DE69632610D1 publication Critical patent/DE69632610D1/de
Publication of DE69632610T2 publication Critical patent/DE69632610T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime 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
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B20/00Use of materials as fillers for mortars, concrete or artificial stone according to more than one of groups C04B14/00 - C04B18/00 and characterised by shape or grain distribution; Treatment of materials according to more than one of the groups C04B14/00 - C04B18/00 specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone; Expanding or defibrillating materials
    • C04B20/0076Use of materials as fillers for mortars, concrete or artificial stone according to more than one of groups C04B14/00 - C04B18/00 and characterised by shape or grain distribution; Treatment of materials according to more than one of the groups C04B14/00 - C04B18/00 specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone; Expanding or defibrillating materials characterised by the grain distribution
    • C04B20/008Micro- or nanosized fillers, e.g. micronised fillers with particle size smaller than that of the hydraulic binder
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/428Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for squeeze cementing, e.g. for repairing
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S106/00Compositions: coating or plastic
    • Y10S106/01Fly ash

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Nanotechnology (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)

Description

  • Die vorliegende Erfindung betrifft Bohrtechniken in Öl-, Gas-, Wasserbohrlöchern, geothermischen und ähnlichen Bohrlöchern. Insbesondere betrifft die Erfindung Zementierzusammensetzungen und ihre Anwendung auf das Zementieren solcher Bohrlöcher.
  • Bevor ein Ölbohrloch in Produktion geht, wird ein Futterrohr oder eine Verrohrung in Ringen in das Bohrloch abgesenkt und über einen Teil der Länge oder über die gesamte Länge zementiert. Das Zementieren verhindert in erster Linie den Fluidaustausch zwischen den verschiedenen Formationsflözen um das Bohrloch und hält das Gas davon ab, durch den das Futterrohr umgebenden Ringraum nach oben zu steigen, oder begrenzt das Eindringen von Wasser in den Förderschacht.
  • EP 0621247 beschreibt eine Zementierzusammensetzung, die eine flüssige Phase und eine feste Phase umfaßt, wobei letztere durch eine Kombination aus Festpartikelmaterialien einschließlich Zement und aus wenigstens einem Partikeladditiv, das feiner als der Zement ist, gebildet ist, wobei die Anteile so gewählt sind, daß der Füllvolumenanteil maximal ist. Solche Zementierzusammensetzungen sind bei Bohrlochzementiervorgängen sinnvoll.
  • In manchen Fällen kommt es vor, daß der zementierte Ringraum seine Hauptfunktion nicht erfüllt und Fluide einen Weg durch Poren, Mikrorisse oder andere Hohlräume in dem Zement oder durch einen "Mikro-Ringraum" an der Schnittstelle zwischen dem Zement und dem Futterrohr oder zwischen dem Zement und der Formation finden. Löcher oder Risse können beispielsweise am Beginn der Bohrlochlebensdauer auch bewußt herbeigeführt werden, werden jedoch bei fortschreitender Ausbeutung des Bohrlochs unerwünscht sein.
  • Um solche Fehler der Abdichtung zu beseitigen, muß eine Reparatur oder eine Druckzementierung durchgeführt werden. Während solchen Vorgängen wird unter Druck ein Schlamm aus feinem Zement in die Risse, Mikrorisse oder anderen Öffnungen, die zu versiegeln sind, eingespritzt.
  • Die hauptsächlichen technischen Schwierigkeiten, die mit der Druckzementierung verbunden sind, werden auch bei anderen Vorgängen, insbesondere beim Positionieren von Zementstopfen, um beispielsweise eine Zone in dem Bohrloch zur besonderen Behandlung oder zum Zementieren einer Kiesauffüllung zu isolieren, angetroffen. Diese Auffüllung wird zum Filtern des Sandes in unverfestigten Formationen verwendet, wobei zugelassen wird, daß das Öl hindurchströmt. Jedoch können die produktiven Zonen der Formation nach der Aus beutung eines Bohrlochs durch Sole angegriffen worden sein, weshalb es notwendig ist, die Kiesauffüllung – mit allen nachfolgenden Problemen – zu beseitigen oder sie durch Zementieren des Kieses zu verstopfen.
  • Ein Zementschlamm ist eine Dispersion aus als sphärisch angenommenen Festpartikeln in einem Fluid. Der Schlamm kann nur dann in einen Riß eindringen, wenn die größten Partikel kleiner als der Riß sind. Dies ist ziemlich klar, jedoch muß einem Merkmal, das allen Spezialisten in der Strömung von Suspensionen bekannt ist, nämlich, daß ein Schlamm nur dann tief in einen Riß eindringen kann, wenn der Durchmesser seiner Partikel dreimal kleiner oder noch kleiner als der Durchmesser der Rißöffnung ist, Rechnung getragen werden.
  • Ein gewöhnlicher Portland-Zement enthält Partikel mit einem mittleren Durchmesser in der Größenordnung von 20 Mikrometer (μm), wobei die größten Partikel einen Durchmesser in der Größenordnung von 70 μm bis 90 μm besitzen. Unter solchen Bedingungen sollte der Zementschlamm in der Lage sein, ohne weiteres in Spalte, die beispielsweise 300 μm breit sind, einzudringen. Dies ist in der Praxis bestimmt nicht der Fall.
  • Deshalb sind feine oder ultrafeine Zemente vorgeschlagen worden, die einen mittleren Durchmesser von weniger als 10 μm oder gerade einigen Mikrometern aufweisen, wobei die größten Partikel beispielsweise 30 μm nicht überschreiten. Solche Zemente, die gewöhnlich als "Mikrozemente" bezeichnet werden, besitzen hinsichtlich der Eindringfähigkeit selbst dann, wenn sie mit Hilfe der gewöhnlichen Dispergierzusätze wie etwa Sulfonatgruppen enthaltende Polyanione völlig dispergiert worden sind, eine relativ enttäuschende Leistung.
  • Da das Reaktionsvermögen eines Zementschlamms mit der spezifischen Fläche seiner Partikel, d. h. mit seinem Feinheitsgrad, zunimmt, ist es nicht immer klug, die Größe der Zementkörner zu stark zu reduzieren, da die Gefahr besteht, daß sich der Zement zu schnell setzt, bevor der Positioniervorgang beendet ist.
  • Das Ziel der vorliegenden Erfindung ist es, neuartige Zusammensetzungen für Druckzemente insbesondere für Zementiervorgänge in Öl-, Gas-, Wasserbohrlöchern, geothermischen und ähnlichen Bohrlöchern zu schaffen, wobei die Zusammensetzungen im Vergleich zu Zusammensetzungen des Standes der Technik bessere Eindringeigenschaften aufweisen.
  • Es ist von uns entdeckt worden, daß die mit Zusammensetzungen des Standes der Technik erzielten schwachen Ergebnisse gewöhnlich einer übermäßigen Zunahme der Viskosität des Zementschlamms infolge von Fluidverlust zu zuschreiben ist.
  • Die Risse oder anderen Öffnungen, die durch Druckzementierung zu versiegeln sind, sind alle wenigstens teilweise von porösen Wänden (der Formation um das Bohrloch oder dem gehärteten Zement aus einer Primärzementierung) begrenzt, was, verglichen mit der herkömmlichen Strömung in einer Leitung, einen Hauptunterschied darstellt. Das leicht poröse Medium neigt dazu, den Zementschlamm durch Beseitigen eines Teils seiner wässrigen Phase auszutrocknen, was zu einer Zunahme der Viskosität des Schlamms führt, wodurch die Reibung an den Wänden zunimmt und ein weiteres Vordringen des Schlamms in den Riß verhindert wird. Diese Zunahme der Reibung führt dazu, daß der Austausch mit dem porösen Medium gefördert und somit ein stärkerer Fluidverlust hervorgerufen wird. Der Zementschlamm muß sehr beständig sein, da das Einspritzen in einen engen Spalt das Setzen und die Bildung von freiem Wasser fördert, was zu einer Pseudochromatographie (Anlagerung von dichtesten Schlammpartikeln am Eingang des Risses) führen kann – die natürlich eine tiefere Eindringung des in den Riß einzuspritzenden restlichen Schlamms blockiert. Ferner ist klar, daß die kleine Menge an Zementschlamm, die erfolgreich in den Riß eindringt, keinen Zement guter Qualität erzeugt, da vor allem seine Festigkeit sehr niedrig ist.
  • Es sei betont, daß Druckzementiervorgänge im Hinblick auf Fluidverlust immer in einer wenig günstigen Lage erfolgen, da die Austauschflächen mit Formationen oder anderen porösen Medien viel größer sind. Für eine Primärzementierung (Zementierung des Ringraums um ein Futterrohr) ist das Verhältnis der Fläche zum Volumen im Allgemeinen kleiner als 1 und liegt häufig in der Größenordnung von 0,4. Dagegen sind Verhältnisse in der Größenordnung von 25 bei Druckzementiervorgängen normal.
  • Die vorliegende Erfindung schafft eine Zementierzusammensetzung, die eine flüssige Phase und eine feste Phase umfaßt, wobei letztere durch eine Kombination aus Festpartikelmaterialien umfassend Zement und wenigstens ein Partikeladditiv, das feiner als der Zement ist, gebildet ist, wobei die Anteile so gewählt sind, daß der Füllvolumenanteil maximal ist, dadurch gekennzeichnet, daß
    • – der Zement eine durchschnittliche Partikelgröße im Bereich von 0,3 bis 10 Mikrometer besitzt;
    • – wenigstens ein Partikeladditiv in der flüssigen Phase unlöslich ist, eine durchschnittliche Partikelgröße im Bereich von 0,05 Mikrometer bis 0,5 Mikrometer besitzt und aus Styrol-Butadien-Gummi-Latices; Silicaasche, Mangan-Pigment-Asche, Ruß und Polymermikrogelen gewählt ist;
    • – die Zusammensetzung ein Dispersionsmittel und ein Flüssigfluidverlust-Additiv enthält; und
    • – die Art und die Konzentration des Flüssigfluidverlust-Additivs und der Kombination aus Festpartikelmaterialien derart sind, daß der API-Fluidverlust der Zusammensetzung kleiner als 30 ml ist und Viskositätsänderungen der Zusammensetzung auf Grund des Fluidverlusts minimiert sind.
  • Der Fluidverlust ist vorzugsweise kleiner als 20 ml und vorzugsweise kleiner als 15 ml, wobei die Werte nach dem API-(American Petroleum Institute)-Standard, Spez. 10, Anhang F gemessen werden.
  • Es sei angemerkt, daß der Stand der Technik die Wichtigkeit des Fluidverlusts bei Druckzementierzusammensetzungen stark unterschätzt hat. Gegenwärtige Empfehlungen, die hauptsächlich auf der Arbeit von Hook, F. E. und Ernst, E. A. basieren [SPE 15104, 1969, "The Effects of Low-Water-Loss Additives, Squeeze Pressure, and Formation Permeability on the Dehydration Rate of a Squeeze Cementing Slurry"] basieren, gehen beispielsweise bei Formationen mit extrem niedriger Durchlässigkeit nicht über 200 ml API hinaus und lauten 100 ml bis 200 ml API bei leicht durchlässigen Formationen und 35 ml bis 100 ml API bei stark durchlässigen Formationen (Durchlässigkeit größer als 100 mDarcey). Ferner erhöht die Mehrzahl der Niedrigfluidverlust-Additive die plastische Viskosität des Zementschlamms, wohingegen das Hauptkriterium des Standes der Technik die Forderung nach einer plastischen Viskosität ist, die so niedrig wie möglich ist, um die Eindringung des Schlamms in die Risse zu erleichtern.
  • Insofern, daß Fluidverlust stark reduziert, jedoch nicht vollständig verhindert werden kann, ist es vorteilhaft, wenn die Rheologie des Zementschlamms so niedrig wie möglich ist. Der Begriff "Rheologie" umspannt nicht nur die plastische Viskosität, deren Wichtigkeit im Stand der Technik anerkannt ist, wie oben angegeben worden ist, sondern auch bis zu einem gewissen Maße den Fließpunkt des Schlamms. Relativ große Fluidverluste werden besser toleriert, wenn die anfängliche Rheologie der Mischung nach Formel niedrig ist.
  • Eine hohe Rheologie erhöht den Druckabfall und somit den Druck, der auf das Fluid ausgeübt werden muß, um ihn in den Riß zu zwingen. Jedoch trägt eine Zunahme dieses Drucks zu einer Zunahme des Fluidverlusts bei, was, wie bereits erkennbar war, sehr schädlich ist. Hohe Fließpunkte führen außerdem zu einer Fingerbildung in dem zu füllenden Spalt.
  • Bevorzugte Zusammensetzungen der Erfindung besitzen einen Fließpunkt von weniger als 10 lbf/100 ft2 (478,80 Pa), vorzugsweise von weniger als 5 lbf/100 ft2 (239,40 Pa) und noch stärker bevorzugt von weniger als 2 lbf/100 ft2 (95,76 Pa). Die plastische Viskosität ist vorzugsweise kleiner als 100 cP (0,1 Pa·s).
  • Zu diesem Zweck enthalten die Zusammensetzungen der Erfindung ein Dispersionsmittel, das die Rheologie des Zementschlamms verkleinert. Es können normale Dispersionsmittel verwendet werden. Beispiele sind Polyelektrolyten, d. h. aufgeladene, wasserlösliche Polymere, insbesondere Polyanione, die Sulfonatgruppen enthalten, die an einem Rückgrat fixiert sind, das durch ein stark verzweigtes Polymer wie etwa Polymelaminsulfonat (PMS), Polynaphthalensulfonat (PNS), das Kondensationsprodukt von Sulfonatgruppen enthaltendem Melamin-Formaldehyd, Polystyrolsulfonat oder Lignosulfonate gebildet ist. Polyacrylsäuren mit einem niedrigen Molekulargewicht bilden eine andere große Klasse von ionischen Dispersionsmitteln, die in der Bauwirtschaft weit verbreitet sind, jedoch wegen ihres Verzögerungseffektes in Ölindustriezementen nur wenig verwendet werden. Andere, nichtionische Dispersionsmittel wie etwa Polysaccharide, Zellulosederivate, Polyvinylalkohol usw. sind ebenfalls bekannt.
  • Jeder Vorgang in einem Ölbohrloch verlangt eine Mischung nach Formel, die über eine relativ lange Zeitspanne beständig ist, wobei klar ist, daß es sinnlos wäre, unter Verwendung verschiedener Additive eine ausgeklügelte Mischung nach Formel zu erzeugen, wenn der in die Risse eingespritzte Schlamm ziemlich unterschiedlich ist. Vor allem erfordert dies, daß der Zementschlamm praktisch keine Tendenz aufweist, sich zu entmischen, was das Vorkommen von sehr kleinen Mengen an freiem Wasser bedeutet. Wie oben angegeben worden ist, lassen Instabilitäten Pseudochromatographie in dem zu versiegelnden Spalt entstehen. Vorzug wird Zusammensetzungen mit einer Menge an freiem Wasser von etwa 0 ml, beispielsweise von weniger als 2 ml, gemessen unter den Bedingungen der API Spezifikation 10 (Abschnitt 6 oder Anhang M), gegeben. Das Setzen entspricht vorzugsweise weniger als 5%, insbesondere vorzugsweise weniger als 2%.
  • Da bei der Druck- oder Preßarbeit die Dichte des Schlamms mit Ausnahme für die Festigkeit des gesetzten Zements keine Rolle spielt, kann die Dichte des Druckzementschlamms der Erfindung in Abhängigkeit von den Eigen schaften des umgebenden Gesteins völlig frei so eingestellt werden, daß die von der Formation und dem eingespritzten Schlamm ausgeübten Drücke ausgeglichen werden. Ein Schlamm, der zu dicht ist, läuft Gefahr, das Gestein in Art eines Brechfluids zu beschädigen; wenn andererseits die Dichte zu niedrig ist, besteht die Gefahr des Eindringens äußerer Fluide. Die Dichte wird in herkömmlicher Weise durch Einstellen der Wassermenge und durch Hinzufügen einer geeigneten Menge an Partikeladditiven wie etwa Silica, Sand, Industrieabfällen, Lehm, Baryt usw. eingestellt.
  • Der Zement ist vorzugsweise ein Mikrozement, jedoch soll betont werden, daß in vielen Fällen ein gewöhnlicher Zement verwendet werden kann, wie weiter unten gezeigt wird. Der Begriff "Mikrozement" bedeutet einen Zement, der aus Partikeln mit einer durchschnittlichen Korngröße im Bereich von 0,3 μm bis 10 μm gebildet ist. Mikrozemente, die Partikel enthalten, die nicht größer als 30 μm sind, werden stärker bevorzugt, wobei die Partikelgrößenverteilung derart ist, daß wenigstens 90% einen Durchmesser von weniger als 20 μm und 50% einen Durchmesser von weniger als 7 μm aufweisen.
  • Die chemische Zusammensetzung der Mikrozemente der Erfindung kann jene eines Portland-Zements, von Hochofenschlacke, einer Portland-Zement/Hochofenschlacke-Mischung oder von Portland-Zement/Silicaasche-Mischungen sein.
  • Um sowohl die Rheologie als auch den Fluidverlust zu minimieren, wird die Hinzugabe von Partikeln, die feiner als der Mikrozement und in der flüssigen Phase unlöslich sind, bevorzugt. Die Verhältnisse von festen Materialien, sowohl relativ zueinander als auch in Abhängigkeit von ihren jeweiligen Korngrößen, werden so gewählt, daß der Füllvolumenanteil (packing volume fraction = PVF) maximiert ist oder die Bedingungen wenigstens so sind, daß ein maximaler PVF annähernd erreicht wird.
  • Die Wahl der Verhältnisse der festen Materialien in Bezug auf die Flüssigkeit (oder das Schlammmischfluid) erfolgt so, daß sich der ergebende Schlamm in dem Zustand befindet, in dem er das Setzen behindert und sich die Festpartikel kollektiv wie ein festes poröses Material verhalten, wobei der Prozentsatz der verschiedenen Anteile von der Oberseite bis zur Unterseite der Säule der gleiche ist, während sich außerhalb dieses Bereichs Partikel verschiedener Größe oder verschiedener Dichte mit unterschiedlicher Geschwindigkeit auslagern. In der Praxis entspricht diese Schwelle, die von den gewählten Korngrößen abhängt, Konzentrationen von festen Materialien, die viel höher sind, als jene, die im Fachgebiet für Zementierzusammensetzungen verwendet werden.
  • Das Volumenverhältnis zwischen diesen Partikeladditiven und dem Zement liegt normalerweise im Bereich von 10% bis 50%, vorzugsweise im Bereich von 20% bis 40% und stärker bevorzugt nahe bei 30%. Die Beschaffenheit des Additivs ist unter der Voraussetzung, daß es mit dem Zement verträglich ist, im Durchschnitt hauptsächlich sphärisch ist, ohne Anisotropie, und eine Korngröße besitzt, die von jener des Zements verschieden ist, unkritisch.
  • Unter diesen Bedingungen kommt es vor, daß eine Zusammensetzung der Erfindung bei gleichem Fluidverlust eine kleinere Zunahme der Viskosität als eine gewöhnliche Zusammensetzung ohne ein Additiv aufweist. Dieses Merkmal ist um so ausgeprägter, je höher die Dichte des Zements ist. So besitzt ein Zement ohne ein Additiv nach einem Fluidverlust von 100 ml eine Viskosität, die gleich jener eines Fluids der Erfindung ist, wenn es 130 ml verloren hat, wobei diese Werte für Schlämme mit einer Dichte von 18 ppg (2,15 g/cm3) angegeben sind.
  • Ein besonders bevorzugtes Beispiel eines Partikeladditivs der Erfindung ist durch Latices, insbesondere Styrol-Butadien-Latices, SBR (Styrol-Butadien-Gummi), gebildet, die vorteilhafterweise mit Zementen völlig verträglich sind und mit Korngrößen in der Größenordnung von 0,15 μm bis 0,4 μm erhältlich sind. Diese Latices werden vorzugsweise zusammen mit einem Dispersionsmittel verwendet, vor allem dann, wenn der Zementschlamm einen Feststoffgehalt von mehr als 35% oder 40% besitzt. Beispiele von Dispersionsmitteln sind Sulfonate wie etwa Polynaphtalensulfonat (PNS) oder Melaminsulfonat; andere anionische Dispersionsmittel sind ebenfalls geeignet.
  • Weitere Partikeladditive, die durch Korngrößen nahe bei jenen von SBR-Latices gekennzeichnet sind, können ebenfalls mit sehr guten Ergebnissen verwendet werden. Spezielle Beispiele sind Partikel, die durch ein Silicaasche-Silicakondensat, ein Kondensat von Manganoxiden in Pigmentasche, einige feine Ruße, Rußschwarz und einige Polymermikrogele wie etwa ein Fluidverlust-Steuermittel gebildet sind. In dem folgenden Text werden diese Partikel sehr allgemein als "sehr fein" bezeichnet.
  • Mit Ausnahme von Latex und Polymermikrogelen sind diese Partikel nicht als Niedrigfluidverlust-Mittel bekannt. Jedoch können sie unter den bevorzugten Bedingungen der Erfindung selbst bei Fehlen eines Additivs speziell bei einem geringen Wasserverlust einen sehr niedrigen Fluidverlust erzeugen.
  • Es ist somit ersichtlich, daß die bevorzugten Zusammensetzungen der Erfindung umfassen:
    • • eine Fluidbasis, insbesondere eine wässrige Basis,
    • • ein Dispersionsmittel in Lösung in der wässrigen Phase und optional weitere flüssige Additive, die im Fachgebiet bekannt sind, insbesondere Schaumverhütungsmittel und Verzögerungsmittel; oder in Ausnahmefällen Zementaushärtungsmittel,
    • • Festpartikel in Form von Kombinationen aus den folgenden Kategorien: "feine" Zementpartikel mit einer durchschnittlichen Korngröße im Bereich von 0,3 μm bis 10 μm (Mikrozement) und "sehr feine" Zementpartikel mit einer durchschnittlichen Korngröße im Bereich von 0,05 μm bis 0,5 μm, die aus Latex, einem Silicaasche-Silicakondensat, einem Kondensat von Manganoxiden in Pigmentasche, einigen feinen Rußen, Rußschwarz oder bestimmten Polymermikrogelen wie etwa einem Fluidverlust-Steuermittel gewählt sind.
  • In einer besonders bevorzugten Abwandlung der Erfindung ist wenigstens ein dritter Typ von Festpartikeln vorgesehen, wobei diese 5-mal bis 100-mal kleiner und vorzugsweise etwa 10-mal kleiner als die "sehr feinen" Partikel sind. Für diese "ultrafeinen" Partikel kann dispergierte Kolloidsilica oder kolloidale Tonerde (durchschnittliche Korngröße: 3 Nanometer (nm) bis 60 nm, vorzugsweise 15 nm bis 40 nm) oder Nanolatex verwendet werden. Die Zusammensetzung enthält vorteilhafterweise 10% bis 40% "sehr feine" Partikel und 5% bis 30% "ultrafeine" Partikel, wobei die Prozentsätze in Bezug auf das Gesamtvolumen der Festpartikel in der Zusammensetzung zu sehen sind. Zusammensetzungen, die 50% bis 75% Mikrozement, 15% bis 40% "sehr feine" Partikel und 5% bis 20% "ultrafeine" Partikel enthalten, werden besonders bevorzugt.
  • Vorteilhafterweise werden bei der Auswahl der Partikel, die die "feinen", "sehr feinen" und "ultrafeinen" Partikel bilden, gestückelte Partikelgrößen gewählt, d. h. Partikelgrößen, die sich nicht in großem Maße überlappen, ein Kriterium, daß im Allgemeinen als erfüllt betrachtet werden kann, wenn die durch das Volumen ausgedrückten Korngrößenkurven wenigstens um den Abstand eines halben Scheitelwertes verschoben sind, wobei die Partikelgröße auf einer logarithmischen Skala gezeigt sind.
  • Bevorzugte Zusammensetzungen der Erfindung, wie sie definiert sind, besitzen Rheologieeigenschaften, die besonders bemerkenswert sind, und sind selbst bei sehr geringen Fluidmischmengen leicht zu mischen und zu vergießen. Bei der gleichen Menge an Feststoff werden Schlämme erhalten, die fließender sind, was im Fall der Druckzementierung von besonderem Vorteil ist, da dies das Eindringen des Schlamms in die Öffnungen erleichtert. Ferner sind die Fluidverluste gering – und in jedem Fall weniger kritisch, als oben angegeben worden ist. Es ist somit möglich, dichte Zusammensetzungen, insbesondere von mehr als 1,8 g/cm3 (15 ppg), zu erzeugen, die für Sekundärzementiervorgänge perfekt geeignet sind und eine geringe Tendenz zu Fluidverlust und eine höhere Toleranz von diesem in sich vereinen.
  • Dieser Punkt ist von besonderem Vorteil, da, wie oben angegeben worden ist, festgestellt worden ist, daß die Zusammensetzungen hoher Dichte der Erfindung für Fluidverlust weniger empfänglich und somit für Sekundärzementiervorgänge sehr geeignet sind. Zusammensetzungen hoher Dichte sind normalerweise mit höheren Viskositäten verbunden und werden als solche normalerweise vermieden, da eine höhere Viskosität offensichtlich nicht günstig für eine gute Eindringung in Spalten oder andere enge Zwischenräume ist. Durch ein Vorgehen unter multimodalen Bedingungen können jedoch die günstigsten Bedingungen erzielt werden. Vorzugsweise ist die Mischung nach Formel der Erfindung eine Viermoden-Kombination, die wenigstens vier Typen von Partikeln mit unterschiedlicher Korngröße umfaßt, und stärker bevorzugt eine Fünfmoden-Zusammensetzung, die die Menge an erforderlicher Flüssigkeit weiter reduzieren kann. Komplexere Zusammensetzungen sind ebenfalls möglich, jedoch im Allgemeinen teurer. Es sei hervorgehoben, daß welche Anzahl von "Moden" auch immer verwendet wird, gestückelte Korngrößen verwendet werden müssen und eine Mischung nach Formel mit einer kontinuierlichen Streubreite der Korngrößen vermieden werden muß. Ohne vom Umfang der Erfindung abzuweichen, ist es natürlich möglich, falls erforderlich, Materialien verschiedener Art, jedoch gleicher Korngröße zu verwenden, wobei die Materialien zusammen dann einen einfachen "Modus" bilden.
  • Es sei außerdem angemerkt, daß die vorgeschlagenen Korngrößen lediglich als Hinweis angegeben worden sind; unter der Voraussetzung, daß sie die oben beschriebenen Kriterien erfüllen, können andere Materialien verwendet werden. Es sei außerdem angemerkt, daß das Berechnen des PVF eine bekannte, herkömmliche Technik ist, wobei es ausreicht, hier anzumerken, daß die Komponenten einer Partikelmischung in Korngrößenanteile unterteilt werden müssen, wobei zufrieden stellende Ergebnisse beispielsweise durch Unterteilen in etwa dreißig oder mehr Anteile erhalten werden.
  • Auch bei Fehlen oder bei Gegenwart von nur kleinen Mengen an Fluidverlust-Steuermitteln sind die multimodalen Mischungen nach Formel der Erfindung sehr resistent gegenüber Fluidverlust an die Formation.
  • Die Dichte einer Zementierzusammensetzung der Erfindung kann, ohne die Viskosität der Zusammensetzung zu stark zu erhöhen und somit ohne ihre Misch- und Spritzfähigkeit zu beeinträchtigen, selbst bei Fehlen oder bei Gegenwart von nur sehr kleinen Mengen an Dispersionsmitteln sehr genau eingestellt werden.
  • Die folgenden Beispiele veranschaulichen die Erfindung und beschreiben weitere vorteilhafte Details und Merkmale von dieser, ohne in irgendeiner Weise den Umfang der Erfindung einzuschränken. Diese Beispiele sind in der folgenden Zeichnung gezeigt, worin:
  • 1 eine schematische Ansicht einer Vorrichtung zum Prüfen der Fähigkeit eines Schlamms, in Risse einzudringen, zeigt;
  • 2 drei Kurven zeigt, die die Entwicklung der Viskosität von Einmoden-, Zweimoden- und Dreimoden-Zusammensetzungen vergleichen; und
  • 3 Korngrößenkurven für Latex (3A), Rußschwarz (3B), einen Nanolatex (3C) und eine Kolloidsilica (3D), die in den Zusammensetzungen der Erfindung als Partikeladditive verwendet werden, zeigt.
  • Meßvorrichtung
  • Die in 1 gezeigte Vorrichtung wurde verwendet, um das Fließen eines Zementschlamms in einen Spalt zu simulieren. Diese Vorrichtung war durch eine transparente Plexiglasplatte 1, die auf einer Schicht aus Filterpapier 2 auf einer porösen Tragplatte angeordnet war, gebildet. Zwischen der transparenten Platte 1 und dem Filterpapier 2 war durch einen Klebstreifen 3 bekannter Dicke (160 μm, sofern nicht anders angegeben) ein Kanal gebildet. Klammern, nicht gezeigt, hielten die Platten zusammen. Die transparente Platte wies ein Loch 4 auf.
  • Der Zementschlamm wurde bei 25°C durch das Loch 4 mittels einer Spritze 5 eingespritzt, die durch einen flexiblen Kunststoffschlauch 6 verlängert war und durch einen kleinen Motor, nicht gezeigt, so betätigt wurde, daß der Kolben der Spritze mit konstanter Geschwindigkeit verschoben wurde. Nach dem Einspritzen wurde das Filterpapier getrocknet und die durch den Zement in dem durch den Streifen abgegrenzten Kanal zurückgelegte Strecke gemessen. Die Länge der Platte zwischen dem Loch 4 und dem offenen Ende des Kanals betrug 230 mm. Das Filterpapier diente als Grenzfläche zwischen dem porösen Medium (der porösen Tragplatte) und einem nicht porösen Medium (der transparenten Platte) und simulierte somit das Medium, in das ein Zementschlamm normalerweise eingespritzt wird (natürliche Formationen, Zement usw.).
  • Diese Vorrichtung wurde verwendet, um verschiedene Zementmischungen nach Formel, die mit Zusammensetzungen präpariert wurden, deren Eigenschaften nachstehend spezifiziert sind, zu testen.
  • Mikrozement
  • Der für die Tests verwendete Mikrozement war eine Mischung aus Portland-Zement und Grundgranulaten aus Hochofenschlacke, Typ Spinor A-16, vertrieben durch Ciments d'Origny, Frankreich. Seine chemische Zusammensetzung (als Gewichtsprozentsatz von Trockensubstanz angegeben) war wie folgt:
  • Figure 00110001
  • Seine physikalischen Eigenschaften waren wie folgt:
    Dichte: 2,93 g·cm–3
    Mittlerer Partikeldurchmesser: 4,6 μm
    Maximale Partikelgröße: 16 μm
    Spezifische Fläche pro Einheitsgewicht, bestimmt durch den Luftdurchlässigkeitstest (Blaine-Feinheit): 0,8000 m2/g
  • Mit einem granulometrischen Malvern Mastersizer Laseranalysator für die Partikelgröße erzielte Ergebnisse:
    Spezifische Fläche: 1,5127 m2/g
  • Figure 00120001
  • Zement
  • Die Tests an gewöhnlichem Zement wurden an einem Klasse-G-Portland-Zement, Cemoil (einem Warenzeichen der Compagnie des Ciments Belgien), ausgeführt. Dieser Zement hatte die folgende chemische Zusammensetzung (als Gewichtsprozentsatz von Trockensubstanz angegeben):
  • In der folgenden Tabelle waren die für die ersten drei Spalten verwendeten Abkürzungen die gewöhnlichen Abkürzungen in der Zementchemie, d. h. C3A = 3CaO·Al2O3; C4AF = 4CaO·Al2O3·Fe2O3 und C3S = 3Cao·SiO2.
  • Figure 00120002
  • Die physikalischen Eigenschaften waren wie folgt:
    Dichte: 3,23 g·cm–3
    Mittlerer Partikeldurchmesser: 25,24 μm
    Maximale Partikelgröße: 150 μm
    Spezifische Fläche pro Einheitsgewicht, bestimmt durch den Luftdurchlässigkeitstest (Blaine-Feinheit): 304 m2/g
  • Mit einem granulometrischen Malvern Mastersizer Laseranalysator für die Partikelgröße erzielte Ergebnisse:
    Spezifische Fläche: 0,3245 m2/g
  • Figure 00120003
  • "Sehr feine" Partikel
  • SBR-Latex
  • Styrol-Butadien-Latex (Gewichtsverhältnis 50 : 50), der durch ein Natriumsalz des Kondensationsprodukts von β-Naphthalinsulfonsäure mit Formaldehyd stabilisiert ist. Die für die Zusammensetzungen angegebenen Prozentsätze basieren auf dem Gesamt-Latexvolumen einschließlich des Stabilisators.
  • Die Korngrößenkurve ist in 3A gezeigt.
  • Durchschnittliche Korngröße 175,8 nm. 10,62% der Partikel hatten eine Korngröße von kleiner oder gleich 650 nm; 9,9% hatten eine Korngröße von größer oder gleich 267,9 nm. Die maximal gemessene Größe der Partikel betrug 500 nm.
  • Ruß
  • Die Korngrößenkurve ist in 3B gezeigt.
  • Durchschnittliche Korngröße 3,32 nm. 10% der Partikel hatten eine Korngröße von kleiner oder gleich 0,77 μm; 10% hatten eine Korngröße von größer oder gleich 26,99 nm. Die maximal gemessene Größe der Partikel betrug 80 nm.
  • Obwohl die durchschnittliche Größe der Partikel im Wesentlichen größer als bei dem Latex war, ergab Ruß, wahrscheinlich wegen seines ziemlich hohen Anteils an sehr feinen Partikeln, ziemlich gute Ergebnisse.
  • Mikrogele
  • Ein Fluidverlust-Steuermittel wurde durch chemische Vernetzung eines Polyvinylalkohols in Übereinstimmung mit den Lehren der französischen Patentanmeldung FR-A-2 704 219 erhalten. Der Ausgangs-Polyvinylalkohol hatte ein Hydrolyseverhältnis von 88% (Mole) und ein Molekulargewicht von 160000. Das Vernetzungsmittel war Glutaraldehyd, das theoretische Vernetzungsverhältnis betrug 0,19%. Die für die Zementierzusammensetzungen angegebenen Prozentsätze basierten auf konzentrierten, 2,6-%igen, wässrigen Polymerlösungen.
  • Diese Produkte könnten als Partikel mit einer durchschnittlichen Korngröße von nahe bei 70 nm bei einer maximalen Partikelgröße in der Größenord nung von einigen hundert Nanometern behandelt werden. Eine direkte Größenmessung konnte nicht ausgeführt werden, weshalb die Größe anhand von anderen Eigenschaften geschätzt wurde.
  • "Ultrafeine" Partikel
  • Nanolatex
  • Durchschnittliche Korngröße 26,8 nm. 8,9% der Partikel hatten eine Korngröße von nicht größer als 18,5 nm; 10,3% hatten eine Korngröße von nicht kleiner als 44,9 nm.
  • Maximal gemessene Größe: 90 nm.
  • Die Korngrößenkurve ist in 3C gezeigt.
  • Kolloidsilica
  • Durchschnittliche Korngröße 24,8 nm. 8,3% der Partikel hatten eine Korngröße von nicht größer als 13 nm; 10,3% hatten eine Korngröße von nicht kleiner als 44,9 nm.
  • Maximal gemessene Größe: 60 nm.
  • Die Korngrößenkurve ist in 3D gezeigt.
  • Dispersionsmittel
  • Zwei Typen handelsüblicher Dispersionsmittel wurden verwendet:
    • • D1 = sulfoniertes Melamin – Formaldehyd-Copolymer in wässriger Lösung, 20 Gew.-%
    • • D2 = 45 Gew.-% einer Lösung eines Natriumsalzes von Polynaphtalinsulfonat.
  • Weitere Additive
  • Die Zusammensetzungen der Erfindung können auch herkömmliche flüssige Ad ditive umfassen wie etwa:
    • • Schaumverhütungsmittel, die beispielsweise auf Tributylphosphat, Polypropylenglykol, Dibutylphthalat oder Polyorganosiloxanen basieren. Bei den hier berichteten Tests war das Schaumverhütungsmittel eine wässrige Silicon-Emulsion mit einer Konzentration von 35%.
    • • Setzverzögerer, beispielsweise Lignosulfonate – optional teilweise desulfoniert – von Hydroxykarbonsäuren oder Salzen dieser Säuren, insbesondere Weinsäure, D-Gluconsäure oder Heptonsäure. Das für diese Tests verwendete Agens war ein geläutertes Lignosulfonat.
    • • Flüssigfluidverlust-Steuermittel wie etwa Derivate von 2-acrylamido-2-methylpropansulfosäure (AMPS).
  • Die Rheologiemessungen wurden nach 20 Minuten des Konditionierens bei der Meßtemperatur (27°C) mittels eines Rotationsviskosimeters mit einem äußeren Drehzylinder, Modell Chan 35, in Übereinstimmung mit dem API-Standard, Abschnitt 10, Anhang N, durchgeführt. Die anderen Messungen wurden ebenfalls bei derselben Temperatur durchgeführt. Fluidverlustprüfungen wurden mittels Filterpapier über einem Standardraster in Übereinstimmung mit dem API-Standard für Mikrozemente durchgeführt.
  • Die verwendeten Einheiten und Symbole waren wie folgt (die Einheiten in Klammern entsprechen den von der API (American Petroleum Institute) empfohlenen Einheiten.
    Konzentration pro Volumen [gps = US-Gallonen pro Sack = Volumen in US-Gallonen) pro 94-lb-(42,676-kg)-Sack].
    Ty: Fließpunkt (Pa) [lbf/100 sqft].
    PV: plastische Viskosität (mPA·s) [cP].
    FL: Fluidverlust in 30 min (ml).
    FW: Freies Wasser (ml).
    Länge: Eindringtiefe in Millimetern unter Verwendung des in 1 beschriebenen Tests.
    Setzen: als Prozentsatz ausgedrückter Unterschied der Dichten zwischen der Oberseite und der Unterseite einer 250-ml-Säule.
  • BEISPIEL 1
  • Drei Schlämme mit einer Dichte von 14 ppg (1,667 g·cm–3) wurden unter API-Standard-Bedingungen aus einem Mikrozement präpariert.
  • Das Fluidverlust-Steuermittel war ein Mikrogel, während das Dispersionsmittel vom Typ D1 war.
  • Figure 00160001
  • Die in der Tabelle gezeigten Werte zeigen deutlich den Einfluß von Fluidverlust auf die Fähigkeit des Schlamms, in einen Spalt einzudringen, selbst dann, wenn – wie es hier der Fall ist – die Zugabe eines Fluidverlust-Steuermittels durch eine relativ starke Zunahme der Viskosität des Schlamms begleitet ist. Der Schlamm #1 mit einer sehr guten Rheologie drang nur um 40 mm ein.
  • Bei im Wesentlichen gleichem Fluidverlust drang der Schlamm tiefer ein, wenn die Rheologie niedriger war (siehe #3 und #4).
  • BEISPIEL 2
  • Für das Beispiel 2 wurde eine Flüssig-AMPS-Niedrigfluidverlust-Flüssigkeit verwendet. Beim Test #5 waren die einzigen Festpartikel in dem Schlamm jene des Mikrozements. Beim Test #6 wurden Kolloidsilica-Partikel mit einer optimierten Konzentration in Bezug auf den Zement hinzugegeben, um sich dem maximalen PVF anzunähern.
  • Das Dispersionsmittel war D2. Die Konzentration des Schaumverhütungsmittels betrug 0,1 gps.
  • Die Kolloidsilica-Partikel reduzierten den Fluidverlust stark, was selbst dann, wenn die Rheologie schlechter war, eine stärkere Eindringung ergab; vor allen wurde die Viskosität durch Partikel dieses Typs stark erhöht.
  • Figure 00170001
  • BEISPIEL 3
  • Bei dieser Testfolge wurden Schlämme mit einer Dichte von 14 ppg unter Verwendung eines Mikrozements präpariert. Die Konzentration des Schaumverhütungsmittels betrug 0,1 gps.
  • Das Fluidverlust-Steuermittel war ein Latex, wie er in dem europäischen Patent EP-A 0 091 377 beschrieben ist. Die Zweimoden-Mischung von Mikrozement und Latex besaß bei einer Latexkonzentration von 1,52 gps einen maximalen PVF.
  • Figure 00170002
  • Der erste Schluss, der sich aus dem Test, insbesondere beim Vergleichen der Tests #7 und #8, ziehen läßt, ist der, daß bei gleichem Fluidverlust und gleichen plastischen Viskositäten ein Schlamm weiter in einen Spalt eindrang, wenn sein Fließpunkt niedriger war.
  • Es sei außerdem angemerkt, daß Zusammensetzungen nahe am maximalen PVF mit geringeren Mengen an Fluidverlust-Steuermittel den anderen beiden weit überlegen waren.
  • Die unter den bevorzugten Bedingungen der Erfindung (#8 und #9) verwendeten, gut dispergierten Partikeladditive bewirkten eine ausgezeichnete Eindringung.
  • BEISPIEL 4
  • Die hier berichteten Ergebnisse wurden mit optimierten Dreimoden-Zusammensetzungen erzielt. Die Schlammdichte betrug wiederum 14 ppg, wobei der Zement ein Mikrozement war.
  • Figure 00180001
  • Mit diesen Mischungen nach Formel, die alle vier dreimodal waren, wurden sowohl ein niedriger Fluidverlust als auch eine ausgezeichnete Rheologie, insbesondere im Hinblick auf die Dispersion, erhalten. In allen Fällen drang der Schlamm ohne Schwierigkeit in den Spalt ein.
  • BEISPIEL 5
  • Drei aus einem Mikrozement (M) oder einem gewöhnlichen Zement gebildete 14-ppg-Schlämme wurden verglichen. Bei diesen Tests wurde ein Spalt von 320 μm verwendet.
  • Figure 00190001
  • Der Test 14M entsprach einem im Fachgebiet für Druckvorgänge empfohlenen stark dispergierten Mikrozement, jedoch ohne Niedrigfluidverlust-Additive. Obwohl der Spalt 20-mal größer als die größten Partikel in dem Mikrozement war und das Verhältnis zwischen der Dicke des Spalts zu dem mittleren Durchmesser der Partikel des Mikrozements etwa 90 betrug, drang der 14M-Schlamm bis zu einer Tiefe von lediglich 150 mm ein.
  • Aus gewöhnlichem Zement präparierter Zementschlamm 15C mit einer besonders niedrigen Rheologie, gut dispergiert und mit niedriger Viskosität bildete lediglich Finger; d. h., daß der Schlamm gerade am Eintritt in den Spalt angelangte, jedoch lediglich bis zu einer Tiefe von weniger als 1 mm eindrang. Mit anderen Worten, er war für die Verwendung bei der Druckzementierung völlig ungeeignet.
  • Dagegen bewirkte der Test 16C, wiederum mit gewöhnlichem Zement mit demselben Dispersionsniveau, jedoch unter Verwendung eines Dreimoden-Systems, wobei verschiedenen Additive hinzugegeben wurden, um einen PVF nahe bei dem maximalen PVF zu erzeugen, eine sehr zufrieden stellende Eindringung, die weitaus besser als jene war, die beim Test 14M erzielt wurde, was ein besonders bewerkenswertes Ergebnis war, das die Vorteile der Erfindung perfekt veranschaulicht.
  • Das Beispiel 4 zeigt die mit Dreimoden-Zusammensetzungen erzielten, besonders guten Ergebnisse. Wie in 2 gezeigt ist, ist dieses bemerkenswerte Verhalten primär durch die relative Unempfindlichkeit für Fluidverlust bedingt. Der Zunahme der Viskosität bei einer Zementzusammensetzung ohne feste Additive (Einmoden-Zusammensetzung) nach einem Fluidverlust von 100 ml wurde der Bezugspunkt 100 gegeben. Die Kurven A und B zeigen den Fluidverlust bei derselben Zunahme an Viskosität bei einer Zwei- bzw. Dreimoden-Zusammensetzung. Die sehr große Überlegenheit der Zusammensetzungen, die Partikeladditive enthalten, ist ersichtlich; die Überlegenheit ist noch größer, wenn die Dichte der Zementmischungen nach Formel höher ist.

Claims (15)

  1. Zementierzusammensetzung, die eine flüssige Phase und eine feste Phase umfasst, wobei letztere durch eine Kombination aus Festpartikelmaterialien umfassend Zement und wenigstens ein Partikeladditiv, das feiner als der Zement ist, gebildet ist, wobei die Anteile so gewählt sind, dass der Füllvolumenanteil maximal ist, dadurch gekennzeichnet, dass der Zement eine durchschnittliche Partikelgröße im Bereich von 0,3 bis 10 Mikrometer besitzt; – wenigstens ein Partikeladditiv in der flüssigen Phase unlöslich ist, eine durchschnittliche Partikelgröße im Bereich von 0,05 Mikrometer bis 0,5 Mikrometer besitzt und aus Styrol-Butadien-Gummi-Latices, Silicaasche, Mangan-Pigment-Asche, Ruß und Polymermikrogelen gewählt ist; – die Zusammensetzung ein Dispersionsmittel und ein Flüssigfluidverlust-Additiv enthält; und – die Art und die Konzentration des Flüssigfluidverlust-Additivs und der Kombination aus Festpartikelmaterialien derart sind, dass der API-Fluidverlust der Zusammensetzung kleiner als 30 ml ist und Viskositätsänderungen der Zusammensetzung aufgrund des Fluidverlusts minimiert sind.
  2. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 1, bei der das Flüssigfluidverlust-Additiv in der flüssigen Phase löslich ist.
  3. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 1, bei der das Fluidverlust-Additiv in der flüssigen Phase unlöslich ist.
  4. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 1, 2 oder 3, bei der der Fließpunkt der Zusammensetzung niedriger als 4,8 Pa (10 lbf/100 ft2) ist.
  5. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 4, bei der der Fließpunkt der Zusammensetzung niedriger als 2,4 Pa (5 lbf/100 ft2) ist.
  6. Zementierzusammensetzung nach einem vorhergehenden Anspruch, bei der die durchschnittliche Partikelgröße des wenigstens einen Partikeladditivs 5–100 mal kleiner als jene des Zements ist.
  7. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 6, bei der die durchschnittliche Partikelgröße des wenigstens einen Partikeladditivs etwa 10 mal kleiner als jene des Zements ist.
  8. Zementierzusammensetzung nach einem vorhergehenden Anspruch, bei der das Volumenverhältnis des wenigstens einen Additivs zu Zement im Bereich von 10%–50% liegt.
  9. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 8, bei der das Volumenverhältnis des wenigstens einen Additivs zu Zement im Bereich von 20%–40% liegt.
  10. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 9, bei der das Volumenverhältnis des wenigstens einen Additivs zu Zement etwa 30% beträgt.
  11. Zementierzusammensetzung nach einem vorhergehenden Anspruch, die ferner ultrafeine Partikel enthält, die 5–100 mal kleiner als die durchschnittliche Korngröße des wenigstens einen Additivs ist, wobei die Zusammensetzung 10%–40% in Bezug auf das Gesamtvolumen Festpartikelmaterial des wenigstens einen Additivs und 5%–30% in Bezug auf das Gesamtvolumen Festpartikelmaterial der ultrafeinen Partikel umfasst.
  12. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 11, bei der die ultrafeinen Partikel einen durchschnittlichen Durchmesser von 3 nm–60 nm besitzen.
  13. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 12, bei der die ultrafeinen Partikel einen durchschnittlichen Durchmesser von 15 nm–40 nm besitzen.
  14. Zementierzusammensetzung nach Anspruch 12 oder 13, bei der das Festpartikelmaterial 50 Vol.-%–75 Vol.-% Mikrozement, 15 Vol.-%–40 Vol.-% des wenigstens einen Additivs und 5 Vol.-%–20 Vol.-% der ultrafeinen Partikel umfasst.
  15. Druckzementiervorgang, der das Einspritzen unter Druck einer Zementierzusammensetzung nach einem der Ansprüche 1–14 in Risse, Mikrorisse oder andere Öffnungen in einem Öl-, Gas-, Wasser- oder geothermischen Bohrloch umfasst.
DE69632610T 1995-06-13 1996-06-06 Zementzusammensetzungen und ihre Verwendung zur Zementierung von Ölbohrlöchern oder ähnlichen Expired - Lifetime DE69632610T2 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9507010A FR2735465B1 (fr) 1995-06-13 1995-06-13 Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
FR9507010 1995-06-13

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE69632610D1 DE69632610D1 (de) 2004-07-08
DE69632610T2 true DE69632610T2 (de) 2005-06-30

Family

ID=9479930

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE69632610T Expired - Lifetime DE69632610T2 (de) 1995-06-13 1996-06-06 Zementzusammensetzungen und ihre Verwendung zur Zementierung von Ölbohrlöchern oder ähnlichen

Country Status (10)

Country Link
US (1) US6312515B1 (de)
EP (1) EP0748782B1 (de)
AR (1) AR004941A1 (de)
CA (1) CA2178707C (de)
DE (1) DE69632610T2 (de)
DK (1) DK0748782T3 (de)
FR (1) FR2735465B1 (de)
GB (1) GB2302091B (de)
ID (1) ID17225A (de)
NO (1) NO317813B1 (de)

Families Citing this family (85)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2770579B1 (fr) 1997-11-04 1999-12-17 Schlumberger Cie Dowell Procede d'abandon d'un puits de production d'hydrocarbures et fluide adapte a ce procede d'abandon
FR2784095B1 (fr) * 1998-10-06 2001-09-21 Dowell Schlumberger Services Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
FR2787105B1 (fr) * 1998-12-10 2001-12-21 Dowell Schlumberger Services Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues
FR2790258B1 (fr) * 1999-02-25 2001-05-04 Dowell Schlumberger Services Procede de cimentation et application de ce procede a des cimentations de reparation
FR2796935B1 (fr) * 1999-07-29 2001-09-21 Dowell Schlumberger Services Coulis de cimentation des puits petroliers ou analogues a basse densite et basse porosite
US6562122B2 (en) 2000-09-18 2003-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight well cement compositions and methods
EP1193230B1 (de) 2000-09-29 2005-04-20 Sofitech N.V. Dispergiermittel enthaltende Zementzusammensetzung für Ölbohrungen
US6616751B1 (en) 2000-11-13 2003-09-09 Schlumberger Technology Corporation Water-selective cementing composition
DE60235229D1 (de) * 2001-04-03 2010-03-18 Walker Ind Holdings Ltd Formulierungen enthaltend polyvinylalkohol und sulfonierte melamin polykondensate zur verwendung in gipsschlämmen
EP1284248B1 (de) * 2001-08-06 2008-08-13 Services Petroliers Schlumberger Faserverstärkte Zementzusammensetzung mit niedriger Dichte
US20040092785A1 (en) * 2002-01-25 2004-05-13 Mills Peter S. Coal slurry stabilization
US20030181542A1 (en) 2002-03-21 2003-09-25 Vijn Jan Pieter Storable water-silica suspensions and methods
US6644405B2 (en) 2002-03-21 2003-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods
US6989057B2 (en) * 2002-12-10 2006-01-24 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing cement 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
GB2407317B (en) * 2003-10-20 2006-04-12 Schlumberger Holdings Cementing composition
US6983800B2 (en) 2003-10-29 2006-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods, cement compositions and oil suspensions of powder
US7073584B2 (en) 2003-11-12 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads
US7559369B2 (en) 2007-05-10 2009-07-14 Halliubrton Energy Services, Inc. Well treatment composition and methods utilizing nano-particles
US9512346B2 (en) 2004-02-10 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-hydraulic cement
US7607482B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and swellable particles
US20050241545A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions
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
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
EP1686234B1 (de) * 2005-01-31 2008-03-26 Services Petroliers Schlumberger Zementzusammensetzungen und deren Anwendung bei Ölbohrlochzementierungen oder dergleichen
US7373981B2 (en) * 2005-02-14 2008-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing with lightweight cement compositions
US7390356B2 (en) 2005-03-11 2008-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for high temperature lightweight cementing
US7398827B2 (en) 2005-03-11 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for high temperature lightweight cementing
US7528096B2 (en) * 2005-05-12 2009-05-05 Bj Services Company Structured composite compositions for treatment of subterranean wells
US7341106B2 (en) * 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
US9023150B2 (en) 2005-09-09 2015-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use
US9006155B2 (en) 2005-09-09 2015-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly
US8297357B2 (en) 2005-09-09 2012-10-30 Halliburton Energy Services Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use
US9676989B2 (en) 2005-09-09 2017-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use
US8555967B2 (en) 2005-09-09 2013-10-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition
US7743828B2 (en) 2005-09-09 2010-06-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content
US8505630B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating spacer fluids and methods of use
US7174962B1 (en) 2005-09-09 2007-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using lightweight settable compositions comprising cement kiln dust
US7789150B2 (en) 2005-09-09 2010-09-07 Halliburton Energy Services Inc. Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use
US8281859B2 (en) 2005-09-09 2012-10-09 Halliburton Energy Services Inc. Methods and compositions comprising cement kiln dust having an altered particle size
US8333240B2 (en) 2005-09-09 2012-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced carbon footprint settable compositions for use in subterranean formations
US8307899B2 (en) 2005-09-09 2012-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite
US8403045B2 (en) 2005-09-09 2013-03-26 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
US9150773B2 (en) 2005-09-09 2015-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising kiln dust and wollastonite and methods of use in subterranean formations
US8327939B2 (en) 2005-09-09 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising cement kiln dust and rice husk ash and methods of use
US7607484B2 (en) 2005-09-09 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed cement compositions comprising oil-swellable particles and methods of use
US7213646B2 (en) 2005-09-09 2007-05-08 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing compositions comprising cement kiln dust, vitrified shale, zeolite, and/or amorphous silica utilizing a packing volume fraction, and associated methods
US8950486B2 (en) 2005-09-09 2015-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use
US8609595B2 (en) 2005-09-09 2013-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for determining reactive index for cement kiln dust, associated compositions, and methods of use
US8522873B2 (en) 2005-09-09 2013-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US9809737B2 (en) 2005-09-09 2017-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use
US7387675B2 (en) * 2005-09-09 2008-06-17 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed settable compositions comprising cement kiln dust
US7478675B2 (en) 2005-09-09 2009-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Extended settable compositions comprising cement kiln dust and associated methods
US7335252B2 (en) 2005-09-09 2008-02-26 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight settable compositions comprising cement kiln dust
US9051505B2 (en) 2005-09-09 2015-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly
US8505629B2 (en) 2005-09-09 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use
US7077203B1 (en) 2005-09-09 2006-07-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using settable compositions comprising cement kiln dust
US7381263B2 (en) * 2005-10-24 2008-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high alumina cement and cement kiln dust
US7199086B1 (en) 2005-11-10 2007-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spotting compositions comprising cement kiln dust
US7204310B1 (en) 2006-04-11 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of use settable drilling fluids comprising cement kiln dust
BRPI0604778A (pt) * 2006-11-10 2008-06-24 Holcim Brasil S A processo para tratamento de fissuras em estruturas de concreto
US8586512B2 (en) 2007-05-10 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and methods utilizing nano-clay
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
US8476203B2 (en) 2007-05-10 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising sub-micron alumina and associated methods
US8685903B2 (en) 2007-05-10 2014-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation compositions and associated methods
US9199879B2 (en) 2007-05-10 2015-12-01 Halliburton Energy Serives, Inc. Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
US9206344B2 (en) 2007-05-10 2015-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions and methods utilizing nano-particles
ATE510803T1 (de) * 2007-10-30 2011-06-15 Prad Res & Dev Nv Dichtungsmittelzusammensetzung
EP2071003A1 (de) * 2007-12-12 2009-06-17 Services Pétroliers Schlumberger Presszusammensetzung zur Wiederherstellung der Isolierung
US20100270016A1 (en) * 2009-04-27 2010-10-28 Clara Carelli Compositions and Methods for Servicing Subterranean Wells
US8157009B2 (en) 2009-09-03 2012-04-17 Halliburton Energy Services Inc. Cement compositions and associated methods comprising sub-micron calcium carbonate and latex
EP2407524A1 (de) 2010-07-15 2012-01-18 Services Pétroliers Schlumberger Zusammensetzungen und Verfahren zur Instandhaltung unterirdischer Bohrlöcher
US9950952B2 (en) 2010-11-30 2018-04-24 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US9834719B2 (en) 2010-11-30 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US8561701B2 (en) * 2010-12-21 2013-10-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for cementing in a subterranean formation using a cement composition containing calcium silicate hydrate seeds
EP2727118B1 (de) 2011-06-29 2020-01-01 Grand Abyss LLC Tiefenkomplexierung von nuklearabfall und anderem schädlichem abfall
US9938447B2 (en) 2011-10-28 2018-04-10 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for completing subterranean wells
FR2986005B1 (fr) * 2012-01-25 2014-06-27 Rhodia Operations Agents de controle du filtrat sous forme solide
US9321953B1 (en) 2013-11-22 2016-04-26 Fritz Industries, Inc. Well cementing
US10115489B2 (en) 2016-09-12 2018-10-30 Grand Abyss, Llc Emergency method and system for in-situ disposal and containment of nuclear material at nuclear power facility
CA3067368A1 (en) 2017-06-16 2018-12-20 TenEx Technologies, LLC Compositions and methods for treating subterranean formations
CN108518216B (zh) * 2018-03-12 2019-03-05 西南石油大学 一种低孔缝低渗地层的封堵效果评价方法

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB793268A (en) * 1954-11-12 1958-04-16 Bataafsche Petroleum Processes for cementing boreholes and hydraulic binding agents suitable for use in such processes
US4234344A (en) * 1979-05-18 1980-11-18 Halliburton Company Lightweight cement and method of cementing therewith
NO162810C (no) * 1982-04-06 1992-08-13 Schlumberger Cie Dowell Sementoppslemming og fremgangsmaate for sementering av oljebroenner og geotermiske broenner.
NO158499C (no) * 1985-09-03 1988-09-21 Elkem As Hydraulisk sementoppslemming.
NO165673C (no) * 1987-11-16 1991-03-20 Elkem As Hydraulisk sementoppslemming.
NO167649C (no) * 1989-04-10 1993-07-06 Norske Stats Oljeselskap Fremgangsmaate ved tilsetning av silisiumoksyd i en hydraulisk sementoppslemming
DK32690D0 (da) * 1989-05-01 1990-02-07 Aalborg Portland Cement Formet genstand
US4941536A (en) * 1989-06-27 1990-07-17 Halliburton Company Set retarded cement compositions and methods for well cementing
JP3129745B2 (ja) * 1990-12-14 2001-01-31 電気化学工業株式会社 注入材
FR2672070B1 (fr) * 1991-01-29 1995-10-06 Bouygues Sa Produit d'injection pour obturer des interstices, notamment pour la consolidation d'un terrain et autres applications.
US5346012A (en) * 1993-02-01 1994-09-13 Halliburton Company Fine particle size cement compositions and methods
FR2704218B1 (fr) * 1993-04-21 1995-06-09 Schlumberger Cie Dowell Laitiers de ciments pétroliers, leur préparation et leur utilisation à la cimentation de puits.

Also Published As

Publication number Publication date
DK0748782T3 (da) 2004-10-11
CA2178707A1 (en) 1996-12-14
EP0748782B1 (de) 2004-06-02
GB2302091A (en) 1997-01-08
FR2735465A1 (fr) 1996-12-20
AR004941A1 (es) 1999-04-07
GB2302091B (en) 1997-08-27
NO317813B1 (no) 2004-12-13
GB9611876D0 (en) 1996-08-07
FR2735465B1 (fr) 1997-08-29
CA2178707C (en) 2006-04-25
NO962474D0 (no) 1996-06-12
US6312515B1 (en) 2001-11-06
DE69632610D1 (de) 2004-07-08
NO962474L (no) 1996-12-16
EP0748782A1 (de) 1996-12-18
ID17225A (id) 1997-12-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
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
DE60013854T2 (de) Zementschlamm mit niedriger dichte und niedriger porosität für ölbohrungen oder dergleichen
DE60025004T2 (de) Latex-additiv für bohrspülungen auf wasserbasis
DE69019476T2 (de) Distanzflüssigkeiten.
DE3876392T2 (de) Zementierung von oel- und gasbohrloechern mit anwendung einer umgewandelten fluessigkeit.
DE69733563T2 (de) Additiv zu erhöhung der dichte eines fluids und fluid mit einem derartigen additiv
DE69106635T2 (de) Zusatzstoffe und Verfahren zur Kontrolle von Flüssigkeitsverlust von Zementschlamm.
US5135577A (en) Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement
DE3225490C2 (de)
EP2089335B1 (de) Trockenzementformulierung zum zementieren von erdbohrlöchern
EP0483638B1 (de) Wasserlösliche Mischpolymerisate und deren Verwendung
DE3017091A1 (de) Verfahren und gashaltiger zement zum zementieren von bohrloechern
DE69919232T2 (de) Zementierende zusammensetzung und deren anwendung zur zementierung von ölbohrlöchern oder ähnlichem
DE69114199T2 (de) Verfahren zum Zementieren von Öl- und Gasbohrlöchern.
US3943996A (en) Low fluid loss cementing compositions
EP2382249B1 (de) Verwendung von vinylphosphonsäure zur herstellung biologisch abbaubarer mischpolymere und deren verwendung für die exploration und förderung von erdöl und erdgas
US3931096A (en) Low fluid loss cementing compositions
DE1433197A1 (de) Geologisches Bohrverfahren und dafuer geeignete Bohrlochfluessigkeit
DE69121886T2 (de) Dispergierende verbindungen zur verwendung beim bohren und behandeln von unterirdischen bohrlöchern
DE69100517T2 (de) Polyethyleneiminphosphonatderivate als Dispergiermittel enthaltende Zementzusammensetzungen.
DE19537616C2 (de) Natriumbentonitfreie Injektionsmittelsuspension
EP0755992B1 (de) Injektionsmittel sowie unter Verwendung des Injektionsmittels hergestellte Injektionssuspensionen
DE69120947T2 (de) Dispergiermittel-zusammensetzungen für bohrung und abdichtung untererdischer quellen
AT258234B (de) Geologisches Bohrverfahren und hiefür geeignete Bohrflüssigkeit

Legal Events

Date Code Title Description
8364 No opposition during term of opposition
8327 Change in the person/name/address of the patent owner

Owner name: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY B.V., THE HAGUE, NL