NO165391B - Anvendelse av et kondensasjonsprodukt av keton, aldehyd og syregruppeinnfoerende forbindelse i saltholdige sementeringssystemer. - Google Patents

Anvendelse av et kondensasjonsprodukt av keton, aldehyd og syregruppeinnfoerende forbindelse i saltholdige sementeringssystemer. Download PDF

Info

Publication number
NO165391B
NO165391B NO844656A NO844656A NO165391B NO 165391 B NO165391 B NO 165391B NO 844656 A NO844656 A NO 844656A NO 844656 A NO844656 A NO 844656A NO 165391 B NO165391 B NO 165391B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
cement
aldehyde
acid
ketone
use according
Prior art date
Application number
NO844656A
Other languages
English (en)
Other versions
NO844656L (no
NO165391C (no
Inventor
Johann Plank
Alois Aignesberger
Original Assignee
Sueddeutsche Kalkstickstoff
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=6216296&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=NO165391(B) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Sueddeutsche Kalkstickstoff filed Critical Sueddeutsche Kalkstickstoff
Publication of NO844656L publication Critical patent/NO844656L/no
Publication of NO165391B publication Critical patent/NO165391B/no
Publication of NO165391C publication Critical patent/NO165391C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08GMACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
    • C08G6/00Condensation polymers of aldehydes or ketones only
    • C08G6/02Condensation polymers of aldehydes or ketones only of aldehydes with ketones
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/16Sulfur-containing compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/24Macromolecular compounds
    • C04B24/28Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C04B24/30Condensation polymers of aldehydes or ketones
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08GMACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
    • C08G12/00Condensation polymers of aldehydes or ketones with only compounds containing hydrogen attached to nitrogen
    • 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
    • Y10S516/00Colloid systems and wetting agents; subcombinations thereof; processes of
    • Y10S516/01Wetting, emulsifying, dispersing, or stabilizing agents
    • Y10S516/03Organic sulfoxy compound containing

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Phenolic Resins Or Amino Resins (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Macromolecular Compounds Obtained By Forming Nitrogen-Containing Linkages In General (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Superconductors And Manufacturing Methods Therefor (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår anvendelse av et kondensasjonsprodukt av keton, aldehyd og syregruppeinnførende forbindelse i saltholdige sementeringssystemer.
Dispergeringsmidler for uorganiske bindemidler som for eksempel sement eller gisp har vært kjent i lang tid. De anvendes enten for å redusere viskositeten (flytendegjøring)
av en bindemiddelsuspensjon med gitt vann-bindemiddelfaktor eller for å redusere vannkravet ved gitt konsistens. M.R. Rixom beskriver i sin bok "Chemical Admixtures for Concrete", London 1978, til sammen fem kjemisk forskjellige grupper av dispergeringsmidler som er kjent i den moderne betongteknologi: Melamin- og naftalin-formaldehyd-sulfonsyre-harpikser, 1igninsulfonater, hydroksykarboksylsyresalter og hydroksylerte polymerer på poysakkaridbasis. Ut over dette beskriver DE-OS 3 144 673 en ytterligere ny klasse dispergeringsmidler som består av syregruppeholdige keton-aldehyd-kondensasjonsprodukter.
Virkningen av disse kjente dispergeringsmidler er dog forskjellig. Således betegner Rixom melamin- og naftalin-formaldehyd-sulfonsyre-harpikser generelt som "superflytende-gjørere", da de lang ut har den største dispergeringsvirkning og ikke betinger noen uønskede bivirkninger. Videre blir de i DE-OS 3 144 673 beskrevne keton-aldehyd-harpikser regnet til "superflytendegjørere" på grunn av sine utmerkede dispergeringsegenskaper. Ligninsulfonater er mindre virksomme f lytendegjørere og har i tillegg den mangel at de selv i renset, sukkerfri form klart forsinker sementhydratiseringen. Hydroksykarboksylsyresalter og hydroksylerte polysakkarider oppviser en ennu sterkere forsinkende virkning enn lignin-sulfonatene og kan kun anvendes i meget små doser, hvorved de har begrensede dispergeringsegenskaper.
Anvendelsen av dispergeringsmidlene skjer som regel i bindemiddelsuspensjoner der kun små mengder av oppløste uorganiske og organiske salter soma feir eksempel natrium-eller kalsiumklorid foreligger. I disse tilfeller oppviser dispergeringsmidlene den beskrevne godéevirkning.
I betong- og sementtekmikken er det dog delvis nødvendig å fremstille bindemiddelsuspensjoner av .• oppløsel ige uorganiske og organiske salter på opptil 30 vekt-#, beregnet på seméntandelen. Eksempel', på dette er betongarbeider 1 kolde klimasoner, hvorved spesielt kalsiumklorid og kalsiumcitrat anvendes i konsentrasjoner på 2 til 5 iVekt-Æ som størknings-akseleratorer, eller betongarbeider med havvann i tillegg der ferskvann ikke står til disposisjon , som tilberedningsvann. Også ved betongarbeider i gruveindustrlen er det hyppig nødvendig som tilberedningsvann å benytte en mettet koksalt-oppløsning for å oppnå god vedhefting av betongen med de saltholdige formasjoner. Ytterligere eksempler på anvendelse av bindemiddelsuspensjjoner med innhold av oppløselige uorganiske eller organiske salter er olje-, gass- og vannboringer og i dertil hørende dypboringssementarbeider. Herved er det for å unngå oppsvellingsprosesser av leire-holdige avleiringer samt for å oppnå en fast binding av sementskjoldet med formasjonene, nødvendig med en salttilset-ning ved fremstilling av sementoppslemmingen. Ut over dette står det ved offshoreboring også kun saltholdig havvann til disposisjon som tilberedningsvann.
Fagmannen kjenner imidlertid til at melamin- og naftalin-formaldehyd-sulfonsyre-harpikser samt 1igninsulfonater ved høye innhold av de nevnte uorganiske og organiske salter i bindemiddelsuspensjonene hurtig mister sin gode dispergeringsvirkning (se for eksempel D.K. Smith, "Cementing", New York 1960, side 25). Bydroksykarboksylsyrer og hydroksylerte polysakkarider er ved høyere dosering, delvis også i nærvær av salter, virksomme dispergeringsmidler.
I praksis er tilsetningsmidler fra disse to stoffgrupper dog ikke brukbare da de ved de for god dispergering nødvendige høye doseringer ytterst sterkt forsinker sementhydratiseringen og dermed er uegnet for en økonomisk bruk på grunn av den lave fasthetsutvikling.
Gjenstand for oppfinnelsen er derfor å tilveiebringe et dispergeringsmiddel for fremstilling av bindemiddeldispen-s joner med høye innhold av, oppløselige uorganiske og organiske, salter, som kan anvendes i økonomisk brukbare doseringer og samtidig ikke oppviser uønskede bivirkninger, for eksempel med henblikk på fasthetsutviklingen i bindemidlet.
I henhold til dette angår foreliggende oppfinnelse, anvendelse av et kondensasjonsprodukt av keton, aldehyd og syregruppe-innførende forbindelse i et molforhold på 1:1 - 18:0,25-3,0, fremstilt ved omsetning av disse komponenter ved en temperatur mellom 60 og 85°C, i saltholdige sementeringssystemer som inneholder mer enn 2io salter av en- eller flerverdige kationer.
Egenskapene for dispergeringsmidlet er meget overraskende i den grad at det blant det store antall av de i dag på markedet tilbudte og efter forskjellige synteseprinsipper fremstilte naftalin- og melamin-formaldehyd-sulfonsyre-harpikser ikke er kjent et eneste med tilfredsstillende dispergeringsegenskaper i saltholdige systemer og også at de andre grupper av dispergeringsmidler (1igninsulfonater, hydroksykarboksylsyrer og hydroksylerte polymerer på poly-sakkaridbasis) er uegnet for dette formål.
Av avgjørende betydning for, oppnåelse av en varig disper-geringsyirkning i sterkt saltholdige systemer er å overholde en temperatur på 60-85'C ved fremstilling av kondensatet av de tre komponenter keton, aldehyd og syregruppeinnførende forbindelse. Hvis denne temperatur overskrides i løpet av kondensasjonen går virksomheten av de nevnte sterkt saltholdige systemer raskt tapt. På samme måte oppnår man intet brukbart produkt hvis omsetningen skjer ved en temperatur under 60° C.
Som keton kan kondensasjonsproduktene inneholde symmetriske eller usymmetriske ketoner med acykliske hydrokarbonrester som fortrinnsvis oppjviser 1 til 3 karbonatomer.
Med acykliske rester menes rettkjedede eller forgrenede, umettede eller fortrinnsvis mettede alkylrester slik som metyl, etyl og isobutyl.
Ketonene kan også være substituert med en eller flere substituenter som ikke påvirker kondensasjonsreaksjonen, for eksempel metyl-, aroino-, hydroksy-, alkoksy- eller ålkoksy-karbonylgrupper meds fortrinnsvis 1 til 3 karbonatomer i alkylgruppen og/eller med de i kondensasjonsproduktene inneholdte syregrupper.
Foretrukne eksempler på egnede ketoner er aceton og diacetonalkohol. Ytterligere eksempler er métyletylketon, metoksy-aceton og mesityloks>yd.
Resten R i aldehydet R-CHO kan være hydrogen eller en alifatisk rest der antallet karbonatomer<;> fortrinnsvis er 1 til 3 og for eksempel er metyl, etyl eller propyl. De alifatiske rester kan også være forgrenet eller umettet, for eksempel vinylrester.
Aldehydene kan' også være substituert med én eller' flere substituenter som Ikke påvirker kondensasjonsreaksjbnen, for eksempel med amino-, hydroksy-, alkoksy- eller alkoksy-karbonylgrupper med; fortrinnsvis 1 til 3 karbonatomer i alkylgruppen og/eller med de i kondensasjonsproduktene inneholdte syregrupper. Det kan også anvendes aldehyder med mer enn en aldehydgruppe, for eksempel di- eller trialdehyder som på grunn av sin forhøyede reaktivitet i enkelte tilfeller kan være spesielt hensiktsmessige. ; . ' Det kan også som formaldehyd eller acetaldehyd anvendes de polymere former (for eksempel paraformaldehyd eller paraldehyd).
Eksempler på egnede, allfatiske aldehyder er formaldehyd (eller paraformaldehyd), acetaldehyd (eller paraldehyd); for substituerte mettede allfatiske aldehyder metoksyacetaldehyd, acetaldol; som umettede allfatiske aldehyder acrolein, krotonaldehyd; som dialdehyder glyoxal, glutardialdehyd. Spesielt foretrukket er formaldehyd og glyoxal.
Som syregrupper inneholder kondensasjonsproduktene fortrinnsvis karboksy- og spesielt sulfogrupper, hvorved disse grupper også kan være bundet via N-alkylenbroene, og da for eksempel være sulfoalkyloksygrupper. En alkylgruppe i disse rester har fortrinnsvis 1 til 2 karbonatomer og er spesielt metyl eller etyl. Kondensasjonsproduktene som anvendes ifølge oppfinnelsen kan også inneholde to eller flere forskjellige syregrupper. Foretrukket er sulfitter samt organiske syrer med minst en karboksygruppe.
Aldehydene og ketonene kan anvendes i ren form, men også i form av forbindelser med materiale som skal innføre syre-gruppen, for eksempel som aldehyd-sulfid-addukt. Det kan også anvendes to eller flere forskjellige aldehyder og/eller ketoner.
Ved fremstillingen av de benyttede kondensasjonsprodukter begynner man som regel med keton- og syregruppeinnførende forbindelse og tilsetter så aldehydet under de ovenfor angitte temperaturbetingelser. , Konsentrasjonen av oppløs-ningen er prinsipielt uten betydning, dog må man ved høyere konsentrasjoner på grunn av den eksoterme omsetning, sørge for en virksom avkjøling slik at den angitte øvre temperatur-grense på 85' C ikke overskrides. Vanligvis er det dog tilstrekkelig å regulere kondensasjonstemperaturen ved en tilsvarende hastighet av aldehydtilsetningen og eventuelt aldehydkonseirtrasjonen.
Alternativt er det også mulig å begynne med aldehyd- og syregruppeinnførendte. forbindelse og så tilsette ketonet, fortrinnsvis aceton; eller diacetonalkohol.
Videre er det mulig, å begynne med bare en av de tre komponenter og så tilsette de to andre, for eksempel som addukt, eller adskilt, spesielt å begynne med kun ketonet eller aldehydet og så tilsette de to andre komponenter.
Som nevnt ovenfor holder man fortrinnsvis en pH-verdi på 8 til 14 og fortrinnsvis 11 til 13 ved omsetningen; pH-verdi-innstillingen kan for eksempel skje ved tilsetning av hydroksyder av en- eller toverdige kationer eller ved å begynne med syren i form av en syregruppeinnførende forbindelse som alkalisk sulfitt som hydrolyserer i vandig oppløsning under alkalisk reaksjon.
Omsetningen kan skje både i homogen og heterogen fase. Som reaksjonsmedium anvender man som regel vann eller en blanding med vann, hvorved andelen av vann fortrinnsvis utgjør minst 50 vekt-9é. Som ikke-vandige oppløsningsmiddeltilsetninger kommer i betraktning polare organiske oppløsningsmidler som alkoholer eller syreestre.
Omsetningen kan skje både i åpen beholder og i autpklav hvorved det kan være hensiktsmessig å arbeide i en inerrtgass atmosfære, for eksempel under nitrogen.
Umiddelbart ef.ter tilsetning av den siste reaksJonskomponent kan det gjennomføres én termisk efterbehandling av produktet, hvorved det kan anvendes temperaturer mellom 40 og 150"C. Denne efterbehand:Mng er eventuelt å anbefale for å oppnå en homogen produktkvalitet. \ Kondensasjonsproduktene kan når dette er ønskelig isoleres fra de efter omsetningen oppnådde oppløsninger eller dispersjoner, for eksempel ved inndamping i en rotasjons-fordamper eller ved spraytørking. De oppnådde oppløsninger eller dispersjoner kan imidlertid anvendes direkte som sådan.
Ifølge oppfinnelsen er det mulig å overholde høye faststoffkonsentrasjoner ved fremstillingen, konsentrasjoner som kan gå opp til 60#. Den slags høye faststoffkonsentrasjoner har den fordel at den derpå følgende konsentrasjon for transport enten ikke er nødvendig eller er mindre kostbar, og at det i tilfelle en tørking av produktet må fjernes tilsvarende mindre oppløsningsmiddel. På den annen side er det ved de høyere konsentrasjoner om så viktigere å overholde de nødvendige snevre temperaturgrenser.
Ved hjelp av foreliggende oppfinnelse er det overraskende mulig i sterkt saltholdig miljø å oppnå de samme fordeler ved sementerIngssystemer som man til nu i saltfrie eller svakt saltholdige miljøer har kunne oppnå med de kjente dispergeringsmidler .
Som salter i systemene dreier det seg derved om uorganiske eller organiske salter av 1-, 2- og 3-verdige kationer. Det kan for eksempel dreie seg om klorider, karbonater, nitrater eller acetater av alkali- og jordalkalimetallene, ammonium eller aluminium. Saltene kan foreligge i ren form eller som en blanding, av flere salter som for eksempel i sjøvann, i disse sementeringssystemer.
For dispergeringsvirkningen av kondensasjonsproduktene som anvendes ifølge oppfinnelsen spiller det ingen rolle om saltene foreligger i oppløst form i tilberedningsvannet eller kommer inn i systemet i .tørr tilstand, for eksempel med bindemidlet eller tilslaget.
Videre kan kondensasjonsproduktene ifølge oppfinnelsen foreligge oppløst i tilberedningsvannet, meri også i tørr form iblandet bindemidlet eller tilslaget.
Som bindemidler kan man anvende alle sementbundne systemer, for eksempel Portland-, flyveaske-, trass- eller leiresmelte-sementer i de forskjelligste typer med henblikk på fasthetsklasse eller med spesielle egenskaper som for eksempel sulfatbestandighet.
Oppfinnelsen muliggjør således å tilberede hydrauliske bindemidler i sterk saltholdige omgivelser og derved likevel drastisk å redusere den nødvendige mengde tilberedningsvann med de kjente fordeler med henblikk på høyere tidlig fasthet, forkortelse av gjennomavbindingstidén og forbedring av fastheten for avbundet produkt. Anvendelser omfatter for eksempel betonering i saltholdige formasjoner under anvendelse av mettet natriumkloridoppløsning som tilberedningsvann for å oppnå en tilstrekkelig vedheftingsfasthet for betong med saltstenen, eller fremstilling av flybetong med høy dosering av kalsiumklorid som akseleratortilsetning.
Videre muliggjør kondensasjonsprodukter som anvendes ifølge oppfinnelsen for eksempel fremstilling av meget tyntflytende dypboringssementslam- under anvendelse av sjøvann som tilberedningsvann, noe som spesielt bringer fordeler ved offshore-virksomhet. Likeledes er det også mulig ved oppfylling av borehull med natriumklorid méttede sementslam, noe som er nødvendig; ved sementering av leiréholdigé sjikt.
De følgende eksempler forklarer oppfinnelsen.
A. Fremstilllngseksempler.
Kondensasjonsprodukter for anvendelse ifølge oppfinnelsen og med dispergerende virkning i saltholdige systemer oppnår man for eksempel i henhold til frem-stlllingsforskriftene A.1. til A.4.
Pulversubstanser. av de der beskrevne harpiksprodukter kan oppnås fra oppløsninger ved vanlige tørkemetoder som for eksempel vakuuminndamping eller forstøvningstørking.
A.l. I en åpen reaksjonsbeholder med røreverk, temperatur-måler og tilbakeløpskjøler begynner man i rekkefølge med 6500 vektdeler vann, 788 vektdeler natriumsulfitt samt 1450 vektdeler aceton og rører dette noen minutter grundig.
Derefter oppvarmer man det hele til acetonets kokepunkt og drypper til tilsammen 3750 vektdeler 30 56-ig formaldehydoppløsning, formalin, hvorved temperaturen i reaksJonsblandingen kan stige til 75°C. Efter avslutning av aldehydtilførselen holder man det hele ytterligere en time i temperaturområdet rundt ca. 95°C.
Den avkjølte oppløsning av kondensasjonsproduktene oppviser et faststoffinnhold på 19% og reagerer sterkt alkalisk. Produktet kan for eksempel anvendes for dispergering av dypboresementslam med høyt natrlum-kloridinnhold.
A.2. Til reaksjonsbeholderen som nevnt under A.l. omsetter man 1400 vektdeler vann, 630 vektdeler natriumsulfitt, 580 vektdeler aceton og 2850 vektdeler 30 Æ-ig formalde-hydoppløsning under fornuftig anvendelse av fremstil-lingsforskriftene under punkt A.l. Under formaldehydtilsetningen sørger man ved avkjøling for at reaksjonsblandingen ikke overskrider temperaturgrensen 85°C.
Den således oppnådde harpiksoppløsning er lavviskøs og har et faststoffinnhold på 32*.
Det virksomme stoff i harpiksoppløsningen utgjør et utmerket dispergeringsmiddel for saltholdige systemer og kan for eksempel anvendes for fremstilling av betong med mettet koksaltoppløsning som tilberedningsvann.
A.3. Efter fremstillingsforskriften i eksempel A.l. omsetter man 1105 vektdeler vann, 494 vektdeler natriumsulfItt, 377 vektdeler aceton samt 1950 vektdeler av en 30 %- ig formaldehydoppløsning.
Den oppnådde iavviskøse oppløsning av kondensasjonsproduktet oppviser et faststoffinnhold på 28% og en pH-verdi på 13,6.
Harpiksen egner seg for eksempel for f lytendegjøring av kalsiumkloridholdig sementmørtel.
A. 4. 360 vektdeler vann, 315 vektdeler natriumsulfitt, 58.
vektdeler aceton samt 1500 vektdeler av en 30 *-ig. formaldehydoppløsning omsettes i henhold til punkt A.l., hvorved temperaturen Ikke får overstige 85" C hvorefter man gjennomfører en halvtimes termisk efterbehandlIng ved 95°C på samme måte.
Man oppnår en harpiksoppløsning med 2b% f aststbf f innhold ;, og alkalisk pH-verdi.
Kondensasjonsproduktet kan for eksempel anvendes for dispergerihg av sementsuspensjoner som er fremstilt med sjøvann som tilberedningsvann.
B. Anvendelseseksempler.
De følgende eksempler forklarer virkningen av kondensasjonsprodukter ved anvendelse ifølge oppfinnelsen ved dispergering av saltholdige semeriteringssystemer.
Med sementeringssystemer menes sementslam, mørtel eller^ betong av Portlandsement med" forskjellige fasthets-klasser, fra nøyovnssement ellér av dypboringssementer. av forskjellige typer. Tilsatte salter er natrium-, kalium-, kalsiumklorid, kalsiumnitrat, magneslumsulfat, havsalt samt en blanding av natrium- og kalsiumklorid.
For å illustrere virkningen av kondensasjonsproduktene ved anvendelse ifølge oppfinnelsen inneholder eksemplene én sammenligning av de spesielle aceton-formaldehyd-harpikser med de kjente og kommersielt tilgjengelige dispergeringsmiddeltyper som for oversiktens skyld betegnes som følger1 i, tabellen: Produkt A er et sulfonert melamin-formaldehyd-kondensa sjonsprodukt;
Produkt B er en naftalin-sulfonsyre-formaldehyd-harpiks; Produkt C er et sukkerfritt, renset ligninsulfonat; og Produkt D er natriumgluconat.
For sammenligningsproduktene ble det kun anvendt kvalitativt høyverdige handelsprodukter fra markeds-ledende firmaer. De prøvede dispergeringsmidler ble kun anvendt i pulverform for å unngå uønskede fortynnlngs-effekter ved tilsetning av oppløsningen til de saltholdige tilberedningsvann.
Forsøksresultatene viser slamviskositetene eller utbrednings-målene for sementeringssystemene som relative verdier,beregnet på nullforøk uten tilsetningsmidler og som ble satt til 1001.
Denne fremstillingsform muliggjør ved produktsammenligning en bedre bedømmelse av virkningen av de forskjellige tilsetningsmidler og ble derfor foretrukket istedet for angivelse av absoluttverdier.
Ved fremstillingen av sementeringssystemer med høyt saltinnhold ser man ofte en sterk oppskumming under blandeprosessen (sammenlign D.K. Smith, "Cementing", side 26-27, New York, 1976). De luftporeinnføring maskerer viskositets- og utbredningsmålbestemmelsen for de enkelte tilsetningsmidler ble det til de forskjellige sementeringssystemer med skummingstendens tilsatt små mengder tri-n-butylfosfat som antiskummlngsmiddel.
B.1. Dispergerlng av dypboringssementslåm med natriumklorld-, tilsetning..
Eksemplet beskriver' virkningen av kondensasjonsproduktene fra fremstillingseksemplene A.l. til A.4. på et dypboringssementeringssystem ved fQrhøyet temperatur.
For dette formål ble det i henhold til American Petroleum Institute:, Specif ication 10, "API Specifi-cation for Materials and Testing for Well Cements", utgitt januar. 1982', fremstilt sementslam av en dyp-boringssement tilhørende API klasse G med en vann-sementfaktor på 0,44, hvorved det til sementen før utblanding av slam ble tilsatt 9,72 vekt-* av vekten av natriumklorid som ble homogent Iblandet. Saltinnholdet på 9,72*, beregnet på sementvekten, tilsvarer anvendelsen av en 18 *-ig koksaltoppløsning som tilberedningsvann og som i praksis anvendes i dypborlngs-sementering, for eksempel for avtetting av borehull mot saltholdige avsetninger. Dispergeringsmidlet som skulle prøves ble innført, med 1 *-ig dosering, beregnet på sementvekten, og på» samme måte som saltet før utblanding innført homogent som pulver. Den slags dypboringssementslåm har på. grunn av det høye saltinnhold en tendens til skumming og derfor tilsettes 0,5 g tri-n-butylfosfat som antiskummingsmiddel.
Efter blanding omrøres sementslammet tilsvarende API-normen i 20 minutter i atmosfærisk konsistometer ved 88° C hvprefter slamviskositeten bestemmes med et Fann-viskoslmeter (Modell 35 SA, Rotor^Bob R1B1).
Tabell I beskriver de ved 600i omdr./min. oppnådde relative slamviskositeter, hvorved viskositeten til det tilsetnlngsmiddelfrie slam (Nullfdrsøk) settes til 100*. Enkeltheter for fremstilling og sammensetning av dypborlngssementslam er beskrevet i eksempel B.l.
Måleresultatene viser at de i henlrøldl tii f rems t ill ings.-eksemplene: A.l. t.il A.4. oppnådde koaaidienisas^onsprodukter har gadi (åispergerinrgsivirfening 1 salttoQvIdiig.e diypborings-semiemterf n)gs;sys;t.em'er og; derfor kara anvendes som v i skos.it.et.siredluisiereiiiole rofdler f or dlisse sememrtsllam. En hyppig anvendt typisk naftalin-formaldehyd-sulfomsyre-harpiks, produkt B, ga ikke dispergerlng av systemet.
B. 2. Flytendegjørlng av betong med natriumklorldtilsetning.
Fremstillingen av betong med mettet natriumklorid-oppløsning som tilberedningsvann er en problemstilling fra bergverksteknikken, hvorved flytendegjøring av betongen under bibeholdelse av vann-sementverdien er meget ønskelig for bedre innføring. Ved denne problemstilling som i prinsippet kan løses ved tilsetning av egnede dispergeringsmidler, kan man ikke benytte de vanlige kommersielt tilgjengelige tilsetninger.
Ved tilsetning av et kondensasjonsprodukt fra eksempel A.2. er det dog mulig å gjøre betong med høyt saltinnhold flytende. Fremstillingen av natriumkloridholdig betong skjer som følger: Til en 30 liters blander settes det 30 kg tilslag av siktlinjen B^ med 4,7 kg Portlandsement, fasthetsklasse Z 35 F i henhold til DIN 1045, og dette fuktes med 0,5 1 av en koksaltoppløsning og blandes 1 minutt. Derefter tilsetter man ved løpende blandertrommel resten av natriumkloridoppløsnlngen og man blander ytterligere to minutter. Den totale mengde NaCl-oppløsning velges slik at den oppnådde betong oppviser en vann-sementfaktor på 0,65. For å unngå overdreven luftporeinnføring ved blanding av saltbetongen tilsettes det til tilberedningsvannet 2 ml tri-n-butylfosfat som antiskummlngsmiddel. De pulverformige tilsetningsmidler tilsettes i en dosering av 0,5*, beregnet på sementvekten, og oppløses før man benytter utblandingen fullstendig i tilberedningsvannet.
For den fremstilte betong bestemmer man efter tilbered-ningen utbredningsmålet i henhold til DIN 1048 og bedømmer ut fra dette dispergeringsvirkningen for tilsetnlngsmidlet.
Tabell II gjengir forsøksresultatene. De viser at flytendegjørende midler på melamin- eller naftalin-harpiksbasis ikke lenger har noen dispergeringsvirknlng under disse betingelser. Kondensasjonsproduktet som anvendes ifølge oppfinnelsen i henhold til eksempel A.2. muliggjør imidlertid en betydelig forbedring av bearbeidbarheten for saltbetongen.
B.3. Dispergerlng av et kalsiumkloridholdlg sementerings-svstem.
Ved anvendelse av kalsiumklorid som størknings-akselerator for sementbundne systemer er det hyppig ønskelig med anvendelse av flytendegjørende midler. De bekjente superflytendegjørende midler på melamin- eller naftalln-harplksbasis mister dog sin dispergeringsvirkning i nærvær av høye konsentrasjoner av kalsium-ioner på samme måte som ligninsulfonatharpiksene. Hydroksykarboksylsyrer som for eksempel natriumgluconat
er likeledes ubrukbare da de ved de høye doseringer som er nødvendige for en tilfredsstillende flytendegjøring forsinker avbindingsutvlklingen for det sementbundne system i for sterk grad og således motvirker virkningen av akseleratortilsetningen kalsiumklorid.
De følgende mørtelforsøk viser at problemet med dispergerlng av kalsiumkloridholdige sementeringssystemer kan løses ved hjelp av oppfinnelsens kondensa-sjonsprodukteir; uten mangler når det gjelder størknings-utviklingen.
TJmdler Buerovls-minig t.Jl diem tysfee norm MN 3il6>4: tilberedes
diet en mørtel av 450 g, Portlandsement fasthet ski as se Z45F, 12350 g Norms and samt 235: g av eo 5 *-ig oppløsning av kalsiumklorid-heksahydrat som tilberedningsvann, hvorved man som blandeprosess velger blandeprogrammet RILEM-CEM (i henhold til forskriftene til CEM-byrået i Paris). Før påbegynnelse av utblandingen oppløses de pulverformige dispergeringsmidler som skal utprøves . helt i tilberedningsvannet og dessuten tilsettes det 0,5 g tri-n-butylfosfat som antiskummingsmiddel.
Fra de således fremstilte mørtler bestemmer man utbrednlngsmålet i henhold til DIN 1164, utgave 1958, og på de .1 henhold til normen fremstilte mørtelprismer 1-henholdsvis 3 dager bøy-strekk- og trykkfastheter. Ved lagring av prøvelegemene for 3-dagers fasthetsprøvene ble det til forskjell fra DIN 1164 efter forskalings-fjerning efter 1 dag ikke gjennomført noen undervanns-lagring, men derimot en luftlagring av mørtelprismene ved 20°C og 65* relativ luftfuktighet.
Fremstilling av saltbetongen skjedde med 26 *-ig NaCl-oppløsning som tilberedningsvann.
Ytterligere enkeltheter for betongformuleringen og
-utprøving er beskrevet i eksemplene B.2.
Resultatene fra mørtelforsøkene er gjengitt i tabellene III og IV. Derfra kan man se at ingen av de i dag kommersielt tilgjengelige dispergeringsmidler gir noen tilfredsstillende flytendegjøring av.kalsiumklorldholdig sementmørtel, heller ikke ved meget høy dosering. Med en i henhold til eksempel A.3. fremstilt aceton-formaldehyd-sulfltt-harpiks er det dog mulig å oppnå utbredningsøkninger på 30 henholdsvis 43*. Tabell III illustrerer i tillegg at fasthetsutviklIngen før mørtel ved tilsetning av produktet i henhold til A.3. ikke påvirkes ugunstig sammenlignet med nullforsøket, mens for eksempel ligninsulfonat, produkt C, ved samme dosering gir en forsinkelse av hydratiseringen.
Natriumgluconat gir som eneste av de undersøkte kommersielle produkter en tilnærmet brukbar flytende-gjøring av det kalsiumkloridholdige systemer ved
tilsetninger fra 0,75*. Ved disse høye doseringer er imidlertid den forsinkende virkning av hydroksy-karboksylsyresaltet så sterk at det selv efter 3 dager Ikke er mulig med fasthetsbestemmelse på mørtelprismene
(sammenlign tabell IV). Lavere doseringer som for
eksempel 0,2* reduserer riktignok den forsinkende virkning til natriumgluconatet, dog oppnår man ved disse tilsetninger ingen god dispergerlng i systemet.
B.4. Flytendegjøring av sementmørtel under anvendelse av sjøvann som tilberedningsvann.
Sjøvann er et eksempel på et tilberedningsvann som ved et totalinnhold på ca. 3,5* inneholder en blanding av forskjellige salter av alkali- og jordalkalimetaller. Således settes et syntetisk sjøvann sammen i henhold til DIN 50 900, utgave november 1960, av 985 g destillert vann, 28 g natriumklorld, 7 g magnesiumsulfat*hepta-hydrat, 4 g magnesiumklorid'heksahydrat, 2,4 g kalsiumklorid 'heksahydrat og 0,2 g natriumhydrogénkarbonat.
Det følgende eksempel viser at kondensasjonsproduktene likeledes er egnet for flytendegjøring av sementmørtel som er fremstilt med sjøvann som tilberedningsvann.
For dette tilbereder man i henhold til den i eksempel B.3. viste måte eri sementmørtel av Portlandsement med fasthetsklasse Z 35 F samt syntetisk sjøvann i henhold til DIN 50 900, hvorved vann-sementfaktoren er 0,50. Tilsetningsmidlet oppløses før utblanding fullstendig i sjøvann og i tillegg tilsettes 0,5 g tri-n-butylfosfat som antiskummingsmiddel. På mørtelen bestemmer man utbredningsmålet i henhold til DIN 1164, utgave 1958.
Tabell V viser at man med tilsetning av det spesielle kondensasjonsprodukt fra eksempel A.2. oppnår den beste flytendegjøring av sementmørtelen. Enkeltheter for fremstilling og utprøving av sement-mørtelen kan finnes i eksempel B. 4.
B. 5 . Dispergerlng av s. løvannholdig dvpboresementeringssystem Anvendelsen av sjøvann som tilberedningsvann for sementslam er hyppig nødvendig i dypboringsteknikker da for eksempel offshore-transport av ferskvann er for kostbar. Av denne grunn foreligger det derfor et behov for dispergeringsmidler hvis virkning ikke påvirkes ved nærvær av sjøvann i slammet.
Det følgende eksempel beskriver anvendelse av oppfin-nelsesmessige aceton-formaldehyd-harplkser i henhold til A.3. for å flytendegjøre den slags sedimenterings-systemer.
For fremstilling av dypboringssementslam anvender man "Pozmix A", en sulfatholdig lettsement for borehulls-sementering med 40* flyveaskeandel. I henhold til de i eksempel B.l. angitte forskrifter fra API blande man av Pozmix A-sementen og syntetisk sjøvann I henhold til DIN 50 900, sementslam med en vann-sementfaktor på 0,48, omrører 20 min. ved 38°C 1 atmosfærisk konsistometer og måler derefter med Fann-viskosimeter ved 600 omdr./min. slamviskositetene ved en prøvetemperatur på 38°C. Som vanlig i denne teknikk blir også her dispergeringsmidlene innført tørre i sementen og til slammene settes det hver gang 0,5 g tri-n-butylfosfat som antiskummingsmiddel.
De i tabell VI sammenfattede forsøksresultater tydelig-gjør overlegenheten for oppfinnelsens dispergeringsmidler i henhold til A.3. når det gjelder sjøvannholdige sementeringssystémer, sammenlignet med kommersielt tilgjengelige slike midler på melamin-, naftalin- eller lignosulfonatharpiksbasis.
Prøvetemperaturen var 38' C.
Doseringsangivelsene for dispergeringsmidlet viser til slammets sementvekt.
Cl. Sammenligningseksempel
Det ble fremstilt et kondensasjonsprodukt VI av acetonrformaldehydrnatriumsulfItt tilsvarende .forskriftene fra eksempel A.l. i EP-A-78 938, hvorved temperaturen under formaldehydtilsetningen steg til 95"C.
I tillegg til dette ble det fremstilt et kondensasjonsprodukt V2 i henhold til forskriftene i eksempel A.18 i EP-A-78 938.
Disse kondensasjonsprodukter VI og V2 ble underkastet den prøve som er beskrevet under eksempel B.l. ovenfor. Derved oppnådde man de i tabell VII angitte verdier for den relative slamvlskositet i prosent, målt på et Fann-vlskoslmeter ved 600 omdr./min.:
Det viser seg altså at de med sammenligningsproduktene VI og V2 oppnådde verdier for slamvlskositeten er høyere enn verdien for nullforsøket uten tilsetningsmiddel. Sammenligner man disse verdier med oppfinnelsens kondensasjonsprodukter som angitt i tabell I viser det seg at oppfinnelsens produkter oppviser slamviskositeter som ligger langt under 100 i området 73 til 85. Derved er de ifølge oppfinnelsen anvendte dispergeringsmidler meget godt virksomme i saltholdige systemer, mens sammenligningsproduktene VI og V2 ikke kan anvendes i saltholdige systemer.

Claims (8)

1. Anvendelse av et kondensasjonsprodukt av keton, aldehyd og syregruppelnnførende forbindelse 1 et molforhold på 1:1-18:0,25 - 3,0, fremstilt ved omsetning av disse komponenter ved en temperatur mellom 60 og 85°C, i saltholdige sementeringssystemer som inneholder mer enn 2% salter av en- eller flerverdige kationer.
2 . Anvendelse ifølge krav 1 hvorved ketonkomponenten er et acyklisk keton hvis hydrokarbonrest inneholder 1 til 3 karbonatomer.
3. Anvendelse ifølge krav 1 eller 2 hvorved aldehydkomponenten er et acyklisk aldehyd med formelen R-CHO der R=H eller en hydrokarbonrest med 1 til 3 karbonatomer, og/eller et dialdehyd med formelen 0HC-(CH2)n-CH0, der n=0-2.
4 . Anvendelse ifølge et av kravene 1 til 3 hvorved den syre-gruppelnnførende forbindelse er et alkali- og/eller jord-alkalisalt av svovelsyrling, 2-aminoetansulfonsyre og/eller aminoeddiksyre.
5. Anvendelse ifølge kravene 1 til 3 hvorved den syregruppe-lnnførende forbindelse er sulfittaddisjonsproduktet av et keton og/eller aldehyd.
6. Anvendelse ifølge et hvilket som helst av de foregående krav hvorved kondensasjonsproduktet er oppnådd ved omsetning av keton, aldehyd og syregruppelnnførende forbindelse ved en pH-verdi av 8 til 14.
7. Anvendelse Ifølge krav 6 hvorved kondensasjonsproduktet er oppnådd ved omsetning i vann eller en blanding av vann og polare organiske oppløsningsmidler.
8. Anvendelse ifølge et hvilket som helst av de foregående krav i saltholdige sementeringssystemer inneholdende oppløsninger av salter av en- og/eller flerverdige kationer der oppløs- , ningene er fra 3 *-ige til mettede.
NO844656A 1983-12-07 1984-11-22 Anvendelse av et kondensasjonsprodukt av keton, aldehyd og syregruppeinnfoerende forbindelse i saltholdige sementeringssystemer. NO165391C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE19833344291 DE3344291A1 (de) 1983-12-07 1983-12-07 Dispergiermittel fuer salzhaltige systeme

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO844656L NO844656L (no) 1985-06-10
NO165391B true NO165391B (no) 1990-10-29
NO165391C NO165391C (no) 1991-02-06

Family

ID=6216296

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO844656A NO165391C (no) 1983-12-07 1984-11-22 Anvendelse av et kondensasjonsprodukt av keton, aldehyd og syregruppeinnfoerende forbindelse i saltholdige sementeringssystemer.

Country Status (13)

Country Link
US (1) US4818288A (no)
EP (1) EP0146078B1 (no)
JP (1) JPS60145945A (no)
AT (1) ATE41409T1 (no)
AU (1) AU569551B2 (no)
CA (1) CA1232125A (no)
DE (2) DE3344291A1 (no)
DK (1) DK174279B1 (no)
ES (1) ES8601822A1 (no)
FI (1) FI78894C (no)
MX (1) MX167583B (no)
NO (1) NO165391C (no)
ZA (1) ZA848545B (no)

Families Citing this family (129)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3429068A1 (de) * 1984-08-07 1986-02-20 Skw Trostberg Ag, 8223 Trostberg Metallverbindungen von saeuregruppen enthaltenden kondensationsprodukten oder co-kondensationsprodukten von ketonen und aldehyden
US5012870A (en) * 1989-02-21 1991-05-07 Westvaco Corporation Aminated sulfonated or sulformethylated lignins as cement fluid loss control additives
JPH02271953A (ja) * 1989-04-13 1990-11-06 Mitsui Cyanamid Co モルタル・コンクリート組成物
US5211751A (en) * 1992-02-28 1993-05-18 W.R. Grace & Co.-Conn. Hydraulic cement set-accelerating admixtures incorporating amino acid derivatives
US5309999A (en) * 1992-10-22 1994-05-10 Shell Oil Company Cement slurry composition and method to cement wellbore casings in salt formations
US5290357A (en) * 1992-12-22 1994-03-01 Halliburton Company Acetone/formaldehyde/cyanide resins
US5327968A (en) * 1992-12-30 1994-07-12 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5332041A (en) * 1992-12-30 1994-07-26 Halliburton Company Set-activated cementitious compositions and methods
US5383521A (en) * 1993-04-01 1995-01-24 Halliburton Company Fly ash cementing compositions and methods
US5355955A (en) * 1993-07-02 1994-10-18 Halliburton Company Cement set retarding additives, compositions and methods
US5398758A (en) * 1993-11-02 1995-03-21 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
US5355954A (en) * 1993-11-02 1994-10-18 Halliburton Company Utilizing drilling fluid in well cementing operations
DE4430362A1 (de) * 1994-08-26 1996-02-29 Sueddeutsche Kalkstickstoff Fließmittel für zementhaltige Bindemittelsuspensionen
DE4434010C2 (de) * 1994-09-23 2001-09-27 Sueddeutsche Kalkstickstoff Redispergierbare Polymerisatpulver, Verfahren zu deren Herstellung und Verwendung
US5458195A (en) * 1994-09-28 1995-10-17 Halliburton Company Cementitious compositions and methods
US5641352A (en) * 1995-10-25 1997-06-24 W.R. Grace & Co.-Conn. Nitrogenous strength enhancers for portland cement
US5873936A (en) * 1997-11-17 1999-02-23 Maxxon Corp. Cement composition self-leveling floor coating formulations and their method of use
US6019835A (en) * 1998-09-01 2000-02-01 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions and biodegradable dispersants therefor
US6170574B1 (en) * 1999-01-14 2001-01-09 Downhole Solutions, Inc. Method of forming cement seals in downhole pipes
US6182758B1 (en) 1999-08-30 2001-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Dispersant and fluid loss control additives for well cements, well cement compositions and methods
US6955220B2 (en) * 2001-12-21 2005-10-18 Schlumberger Technology Corporation Process of well cementing in cold environment
US7150321B2 (en) * 2002-12-10 2006-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing settable spotting fluids
US6989057B2 (en) * 2002-12-10 2006-01-24 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing cement composition
US7147067B2 (en) * 2002-12-10 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing drilling fluids
US7048053B2 (en) * 2002-12-10 2006-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite compositions having enhanced compressive strength
US7140440B2 (en) 2002-12-10 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss additives for cement slurries
US6964302B2 (en) * 2002-12-10 2005-11-15 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing cement composition
US7140439B2 (en) * 2002-12-10 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing remedial compositions
US7544640B2 (en) * 2002-12-10 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing treating fluid
US6591910B1 (en) 2003-01-29 2003-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for cementing subterranean zones
US7866394B2 (en) * 2003-02-27 2011-01-11 Halliburton Energy Services Inc. Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry
US7271497B2 (en) * 2003-03-10 2007-09-18 Fairchild Semiconductor Corporation Dual metal stud bumping for flip chip applications
US7273100B2 (en) * 2003-04-15 2007-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable dispersants for cement compositions and methods of cementing in subterranean formations
TW200422682A (en) * 2003-04-29 2004-11-01 Vanguard Int Semiconduct Corp Method for fabricating Bragg Grating optical elements and planar light circuits made thereof
US6681856B1 (en) 2003-05-16 2004-01-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean zones penetrated by well bores using biodegradable dispersants
US6908508B2 (en) * 2003-06-04 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Settable fluids and methods for use in subterranean formations
US6689208B1 (en) 2003-06-04 2004-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Lightweight cement compositions and methods of cementing in subterranean formations
US6739806B1 (en) 2003-06-13 2004-05-25 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in subterranean formations
US7021380B2 (en) * 2003-06-27 2006-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising set retarder compositions and associated methods
US20050034864A1 (en) * 2003-06-27 2005-02-17 Caveny William J. Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications
US7073585B2 (en) * 2003-06-27 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing in surface and subterranean applications
US7178597B2 (en) 2004-07-02 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high aspect ratio materials and methods of use in subterranean formations
DE10341393B3 (de) 2003-09-05 2004-09-23 Pierburg Gmbh Luftansaugkanalsystem für eine Verbrennungskraftmaschine
US7055603B2 (en) 2003-09-24 2006-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising strength-enhancing lost circulation materials and methods of cementing in subterranean formations
US7240732B2 (en) * 2003-10-31 2007-07-10 Halliburton Energy Services, Inc. Dispersant compositions for cement compositions and related methods
US7073584B2 (en) 2003-11-12 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Processes for incorporating inert gas in a cement composition containing spherical beads
US20050109507A1 (en) * 2003-11-21 2005-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using cement compositions having long-term slurry-state stability
US7448450B2 (en) * 2003-12-04 2008-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling and cementing with fluids containing zeolite
US20050155763A1 (en) * 2004-01-16 2005-07-21 Reddy B. R. Settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents and methods of use
US20060272819A1 (en) * 2004-01-16 2006-12-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing settable fluids comprising particle-size distribution-adjusting agents, and associated methods
US6840319B1 (en) 2004-01-21 2005-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods, compositions and biodegradable fluid loss control additives for cementing subterranean zones
US7172022B2 (en) * 2004-03-17 2007-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations
US7607483B2 (en) * 2004-04-19 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising colloidally stabilized latex and methods of using the same
US20050241538A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads
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
US6990698B2 (en) * 2004-05-12 2006-01-31 Wall Sr Daniel P UPS shippable adjustable articulating bed
US20060157244A1 (en) * 2004-07-02 2006-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions comprising melt-processed inorganic fibers and methods of using such compositions
US7537054B2 (en) * 2004-07-02 2009-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising high aspect ratio materials and methods of use in subterranean formations
US7059408B2 (en) * 2004-07-08 2006-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing the impact of a formate-based drilling fluid comprising an alkaline buffering agent on a cement slurry
US7297664B2 (en) * 2004-07-28 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor
US7150322B2 (en) * 2004-08-24 2006-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising environmentally compatible defoamers and methods of use
US6978835B1 (en) 2004-10-11 2005-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations
US7004256B1 (en) 2004-10-11 2006-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Set retarder compositions, cement compositions, and associated methods
US7642223B2 (en) * 2004-10-18 2010-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone
US7690429B2 (en) * 2004-10-21 2010-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using a swelling agent in a wellbore
US7219732B2 (en) * 2004-12-02 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sequentially injecting different sealant compositions into a wellbore to improve zonal isolation
US20070111900A1 (en) * 2005-11-11 2007-05-17 Reddy B R Sealant compositions comprising solid latex
US20070111901A1 (en) * 2005-11-11 2007-05-17 Reddy B R Method of servicing a wellbore with a sealant composition comprising solid latex
US7488705B2 (en) * 2004-12-08 2009-02-10 Halliburton Energy Services, Inc. Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex
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
US7891424B2 (en) * 2005-03-25 2011-02-22 Halliburton Energy Services Inc. Methods of delivering material downhole
US7201798B2 (en) * 2005-05-05 2007-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations
US20060249289A1 (en) * 2005-05-05 2006-11-09 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations
US7670423B2 (en) * 2005-06-03 2010-03-02 Halliburton Energy Services, Inc. Cement composition comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use
US7273103B2 (en) * 2005-06-03 2007-09-25 Halliburtoncenergy Services, Inc. Cement compositions comprising environmentally compatible defoaming agents and methods of use
US20060280898A1 (en) * 2005-06-14 2006-12-14 United States Gypsum Company Modifiers for gypsum slurries and method of using them
US7870903B2 (en) * 2005-07-13 2011-01-18 Halliburton Energy Services Inc. Inverse emulsion polymers as lost circulation material
US7258738B2 (en) * 2005-08-05 2007-08-21 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing compositions including salts
US7273949B2 (en) * 2005-08-05 2007-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Salts and methods for their preparation
US7293941B2 (en) * 2005-08-05 2007-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for cementing using compositions containing salts
US7296626B2 (en) * 2005-11-08 2007-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Liquid additive for reducing water-soluble chromate
US20070137529A1 (en) * 2005-12-21 2007-06-21 Jiten Chatterji Cationic cellulose ethers as fluid loss control additives in cement compositions and associated methods
US20070137861A1 (en) * 2005-12-21 2007-06-21 Jiten Chatterji Methods of cementing using cationic cellulose ethers as fluid loss control additives
US7717180B2 (en) 2006-06-29 2010-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable elastomers and associated methods
US20110160336A1 (en) * 2006-10-05 2011-06-30 Roland Reichenbach-Klinke Method of use of a polyvinyl alcohol-based composition
DE102006047091A1 (de) * 2006-10-05 2008-04-10 Basf Construction Polymers Gmbh Neue Zusammensetzung auf Polyvinylalkohol-Basis
US7576040B2 (en) * 2007-01-11 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives
US7523784B2 (en) * 2007-01-11 2009-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations
US7388045B1 (en) 2007-02-05 2008-06-17 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising lignite grafted fluid loss control additives
US7360598B1 (en) 2007-02-05 2008-04-22 Halliburton Energy Services, Inc, Method of using lignite grafted fluid loss control additives in cementing operations
US7517836B2 (en) * 2007-03-07 2009-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Defoaming methods and compositions
US7308938B1 (en) 2007-03-07 2007-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Defoaming methods and compositions
US8586508B2 (en) * 2007-05-30 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Polysaccharide based cement additives
US8569214B2 (en) 2007-05-30 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using polysaccharide based cement additives
US7862655B2 (en) * 2007-06-14 2011-01-04 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean cementing methods and compositions comprising oil suspensions of water soluble polymers
US7694739B2 (en) * 2007-06-14 2010-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean cementing methods and compositions comprising oil suspensions of water soluble polymers
CN101234865A (zh) * 2007-08-22 2008-08-06 陈国忠 一种利用纸浆稀黑液改性接枝羰基脂肪族制备混凝土高效减水剂的方法
DE102007043269B4 (de) * 2007-09-11 2009-06-04 Jähnig GmbH Felssicherung und Zaunbau Verfahren und Anlage zur Errichtung von Betonbauwerken im Meerwasser
US20090176667A1 (en) * 2008-01-03 2009-07-09 Halliburton Energy Services, Inc. Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations
US20100212892A1 (en) * 2009-02-26 2010-08-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of formulating a cement composition
US8807216B2 (en) 2009-06-15 2014-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions comprising particulate foamed elastomers and associated methods
WO2012162117A1 (en) * 2011-05-20 2012-11-29 M-I L.L.C. Wellbore fluid used with swellable elements
US9328281B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Foaming of set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime
US9371712B2 (en) 2012-03-09 2016-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods
US9328583B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US10195764B2 (en) 2012-03-09 2019-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US9856167B2 (en) 2012-03-09 2018-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigation of contamination effects in set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime
US8851173B2 (en) 2012-03-09 2014-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US9212534B2 (en) 2012-03-09 2015-12-15 Halliburton Energy Services, Inc. Plugging and abandoning a well using a set-delayed cement composition comprising pumice
US9505972B2 (en) 2012-03-09 2016-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation treatment fluids comprising pumice and associated methods
US9227872B2 (en) 2012-03-09 2016-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods
US9790132B2 (en) 2012-03-09 2017-10-17 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US10202751B2 (en) 2012-03-09 2019-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US10082001B2 (en) 2012-03-09 2018-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Cement set activators for cement compositions and associated methods
US9255454B2 (en) 2012-03-09 2016-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods
US9580638B2 (en) 2012-03-09 2017-02-28 Halliburton Energy Services, Inc. Use of synthetic smectite in set-delayed cement compositions
US9534165B2 (en) 2012-03-09 2017-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions and methods of use
US9255031B2 (en) 2012-03-09 2016-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Two-part set-delayed cement compositions
EP2831129A1 (en) 2012-03-30 2015-02-04 Technische Universität München Concrete admixtures
US9102861B2 (en) 2012-09-27 2015-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions for cementing in confined locales and methods for use thereof
GB2530459B (en) 2013-09-09 2021-02-10 Halliburton Energy Services Inc Activation of set-delayed cement compositions by retarder exchange
CN103951306A (zh) * 2014-04-11 2014-07-30 福清市永春混凝土外加剂有限公司 一种改性脂肪族减水剂及其制备方法
WO2020016118A1 (de) 2018-07-16 2020-01-23 Covestro Deutschland Ag VERFAHREN ZUR HERSTELLUNG VON OLIGOMEREN POLYISOCYANATEN MIT ANSCHLIEßENDER FRAKTIONIERTER FLÜSSIG-FLÜSSIG-EXTRAKTION
WO2020016117A1 (de) 2018-07-16 2020-01-23 Covestro Deutschland Ag Verfahren zur herstellung von oligomeren polyisocyanaten
CA3117346A1 (en) 2018-10-31 2020-05-07 Basf Se Enhanced dewatering of mining tailings employing chemical pre-treatment
CN112646101B (zh) * 2021-01-14 2022-04-08 福州大学 一种木质素降解产物-磺化丙酮-甲醛缩聚物分散剂及其制备方法
CA3212524A1 (en) 2021-03-23 2022-09-29 Christian Schmidtke Water-dispersible polymer powder compositions for cementing in subterranean formation, their manufacture and use

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US841999A (en) * 1906-03-20 1907-01-22 Hoechst Ag Process of making formaldehyde sulfoxylates.
US2174127A (en) * 1937-12-13 1939-09-26 Du Pont Sulphated acyloins and process of producing them
US2432850A (en) * 1941-05-02 1947-12-16 Chem Ind Basel Water-soluble condensation products and process of making same
US2857433A (en) * 1956-06-20 1958-10-21 Olin Mathieson Aromatic ketones and process of their production
US2828820A (en) * 1957-05-13 1958-04-01 Harvel Res Corp Novel compositions of matter and methods and steps of making and using the same
US3149152A (en) * 1961-01-03 1964-09-15 Ethicon Inc Mono-alkali metal bisulfites of dialdehydes
US3956140A (en) * 1970-08-03 1976-05-11 Dresser Industries, Inc. Drilling fluids
DE2341923C3 (de) * 1973-08-18 1980-01-31 Bayer Ag, 5090 Leverkusen Mörtel aus anorganischen Bindemitteln, Verfahren zur Herstellung und Verwendung desselben
FR2415084A1 (fr) * 1978-01-20 1979-08-17 Protex Manuf Prod Chimiq Compositions additives pour melanges a base de ciments hydrauliques
DE3144673A1 (de) * 1981-11-10 1983-05-26 Skw Trostberg Ag, 8223 Trostberg Saeuregruppen enthaltende thermostabile, hydrophile kondensationsprodukte von aldehyden und ketonen
US4557763A (en) * 1984-05-30 1985-12-10 Halliburton Company Dispersant and fluid loss additives for oil field cements

Also Published As

Publication number Publication date
AU569551B2 (en) 1988-02-04
AU3485184A (en) 1985-06-13
EP0146078A3 (en) 1986-12-03
ATE41409T1 (de) 1989-04-15
ES538428A0 (es) 1985-11-01
DE3477188D1 (en) 1989-04-20
DK174279B1 (da) 2002-11-04
NO844656L (no) 1985-06-10
NO165391C (no) 1991-02-06
DK571884D0 (da) 1984-11-30
ES8601822A1 (es) 1985-11-01
JPS60145945A (ja) 1985-08-01
JPH0530788B2 (no) 1993-05-10
MX167583B (es) 1993-03-30
EP0146078A2 (de) 1985-06-26
DK571884A (da) 1985-06-08
CA1232125A (en) 1988-02-02
EP0146078B1 (de) 1989-03-15
FI78894B (fi) 1989-06-30
ZA848545B (en) 1985-06-26
FI78894C (fi) 1989-10-10
FI844817A0 (fi) 1984-12-05
US4818288A (en) 1989-04-04
DE3344291A1 (de) 1985-06-13
FI844817L (fi) 1985-06-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO165391B (no) Anvendelse av et kondensasjonsprodukt av keton, aldehyd og syregruppeinnfoerende forbindelse i saltholdige sementeringssystemer.
US4742094A (en) Low fluid loss salt saturated cement slurries, additives and methods
US4482379A (en) Cold set cement composition and method
US6273191B1 (en) Cementing casing strings in deep water offshore wells
DK169431B1 (da) Salte af vandopløselige naphthalen-sulfonsyre-formaldehyd-kondensater til anvendelse som tilsætningsstoffer til uorganiske bindemidler
US4028125A (en) Cement composition
EP0189950B1 (en) Cement composition for cementing of wells enabling gas channelling in the cemented annulus to be inhibited by right-angle setting
US6630021B2 (en) Cementing casing strings in deep water offshore wells
CA2071722C (en) Composition and method for cementing a well
CA1241029A (en) Set delayed cement compositions and method of using the same
US4054461A (en) Method of cementing
US5340860A (en) Low fluid loss cement compositions, fluid loss reducing additives and methods
US3053673A (en) Oil well cement compositions
GB2035992A (en) Retarded aqueous hydraulic cement slurry
US4791989A (en) Low fluid loss salt saturated cement slurries, additives and methods
US4455169A (en) Salt water cement slurries and water loss reducing additives therefor
US20020056405A1 (en) Set retarders for foamed cements
NO313513B1 (no) Törr, hydraulisk sementsammensetning av fin partikkelstörrelse, fremgangsmåte for å danne enhydrokarbonv¶skesementoppslemming og for å terminere vannströmmenfra en brönnboring
US7363977B2 (en) Prevention of latex inversion in saltwater cement compositions for use in subterranean formations and associated methods
NO163740B (no) Metallforbindelser av kondensasjonsprodukter eller ko-kondensasjonsprodukter av ketoner og aldehyder som inneholdersyregrupper, fremgangsmaate for fremstilling derav og anvendelse derav.
US2583657A (en) Low water-loss cement and process of making
US4050948A (en) Method of making lightweight cement slurries and their uses
US5109042A (en) Fluid loss additive for cement slurries containing a n-vinyl-2-pyrrolidone-ω-2-acrylamido-2-methylpropane sulfonate-ω-acrylic acid-ω-acrylamide polymer
NO179971B (no) Fluidtap-regulerende tilsetningsstoff for cementoppslemming samt cementoppslemming og fremgangsmåte til cementering av olje- og gassbrönner
US2621132A (en) Cement composition

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees