NO179971B - Fluid loss regulating additive for cement slurry as well as cement slurry and method for cementing oil and gas wells - Google Patents
Fluid loss regulating additive for cement slurry as well as cement slurry and method for cementing oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- NO179971B NO179971B NO881275A NO881275A NO179971B NO 179971 B NO179971 B NO 179971B NO 881275 A NO881275 A NO 881275A NO 881275 A NO881275 A NO 881275A NO 179971 B NO179971 B NO 179971B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- weight
- group
- percent
- sodium
- cement
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims description 92
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims description 60
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims description 52
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 44
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 19
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 16
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 16
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 15
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 14
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 14
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 14
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 229920006029 tetra-polymer Polymers 0.000 claims description 13
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 9
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- -1 alkylbenzene sulfonates Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims description 8
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 claims description 8
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 claims description 8
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 7
- FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methyl-2-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C FWFUWXVFYKCSQA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N naphthalene-1-sulfonic acid Chemical class C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical class COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 claims description 4
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 claims description 4
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 3
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 3
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 claims description 3
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims description 3
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 2
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 2
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical compound II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CSRCNKZJIYKJOT-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;naphthalene;sodium Chemical compound [Na].O=C.C1=CC=CC2=CC=CC=C21 CSRCNKZJIYKJOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical class C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical group [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- NVVZQXQBYZPMLJ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;naphthalene-1-sulfonic acid Chemical group O=C.C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 NVVZQXQBYZPMLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 2-METHOXYETHANOL Chemical compound COCCO XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004129 EU approved improving agent Substances 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 240000007930 Oxalis acetosella Species 0.000 description 1
- 235000008098 Oxalis acetosella Nutrition 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- PVFRIQXOAVHRMF-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;naphthalene;sulfuric acid Chemical compound O=C.OS(O)(=O)=O.C1=CC=CC2=CC=CC=C21 PVFRIQXOAVHRMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Chemical class 0.000 description 1
- 239000002184 metal Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/16—Sulfur-containing compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/60—Agents for protection against chemical, physical or biological attack
- C04B2103/67—Biocides
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår fluidtap-regulerende tilsetningsstoff for cementoppslemminger. En annen side av oppfinnelsen angår cementoppslemming. En ytterligere side ved oppfinnelsen angår en fremgangsmåte til cementering av olje- og gassbrenner, hvor en oppslemming av hydraulisk cement pumpes inn i brønnhullet og tillates å stivne, særlig hvor den nevnte hydrauliske cementoppslemming utsettes for temperaturer i området 27-232"C. The invention relates to fluid loss-regulating additive for cement slurries. Another side of the invention concerns cement slurry. A further aspect of the invention relates to a method for cementing oil and gas burners, where a slurry of hydraulic cement is pumped into the wellbore and allowed to harden, particularly where said hydraulic cement slurry is exposed to temperatures in the range 27-232"C.
Cementblandinger benyttes i olje- og gassindustrien for å cementere den ringformede åpning i brønnhullet mellom den omgivende formasjon og røret eller foringsrøret. Typisk blir cementoppslemmingen pumpet ned inne i foringsrøret og tilbake opp langs utsiden av foringsrøret gjennom den ringformede åpning. Mengden av vann som benyttes til dannelsen av cementoppslemmingen vil variere avhengig av den type hydraulisk cement som velges og de arbeidsbetingelser som foreligger. Mengden av vann som benyttes kan variere over et vidt område avhengig av slike faktorer som den ønskede konsistens av oppslemmingen og av kravet til styrke for den spesielle jobb som skal utføres. Cement mixtures are used in the oil and gas industry to cement the annular opening in the wellbore between the surrounding formation and the pipe or casing. Typically, the cement slurry is pumped down inside the casing and back up along the outside of the casing through the annular opening. The amount of water used for the formation of the cement slurry will vary depending on the type of hydraulic cement chosen and the existing working conditions. The amount of water used can vary over a wide range depending on such factors as the desired consistency of the slurry and the strength requirement for the particular job to be carried out.
Mange ganger må hydraulisk cement anbringes inne i eller like ved siden av et porøst medium, f.eks. jordlag i brønnhullet. Når dette skjer, er vann tilbøyelig til å filtrere ut av oppslemmingen og inn i lagene mens cementen setter seg. Mange vanskeligheter er forbundet med et uregulert fluidtap av denne type såsom uregulert stivningshastighet, uriktig anbringelse av oppslemmingen, forringede styrkeegenskaper og forurensning av de omgivende lag. Disse forhold er alle uønskede i cementer-ingsoperasjoner for olje- og gassbrønner. Many times hydraulic cement must be placed inside or right next to a porous medium, e.g. soil layer in the well hole. When this happens, water tends to filter out of the slurry and into the layers as the cement sets. Many difficulties are associated with an unregulated fluid loss of this type such as unregulated solidification rate, incorrect placement of the slurry, deteriorated strength properties and contamination of the surrounding layers. These conditions are all undesirable in cementing operations for oil and gas wells.
For å redusere tapet av fluid fra den vandige cementoppslemming er forskjellige materialer blitt anvendt tidligere. Uhel-digvis har disse materialer ofte ugunstige virkninger på selve cementen. In order to reduce the loss of fluid from the aqueous cement slurry, various materials have been used in the past. Unfortunately, these materials often have adverse effects on the cement itself.
For eksempel i US-PS 4 015 991 er der beskrevet bruken av For example in US-PS 4 015 991 the use of
en kopolymer av akrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfon-syre som et fluidtap-regulerende tilsetningsstoff for cementoppslemminger. Skjønt denne kopolymer vil redusere fluidtapet fra cementoppslemminger, har den også den uønskede "virkning at den reduserer trykkstyrken for cementen og retarderer hastigheten med hvilken cementen danner et faststoff. a copolymer of acrylamide and 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid as a fluid loss control additive for cement slurries. Although this copolymer will reduce fluid loss from cement slurries, it also has the undesirable effect of reducing the compressive strength of the cement and retarding the rate at which the cement forms a solid.
Et ytterligere problem med de fluidtap-regulerende tilsetningsstoffer som for tiden er tilgjengelige, er deres ineffektivi-tet ved en temperatur i området 149-232°C. For eksempel er den kopolymer som er beskrevet i US-PS 4 015 991 ineffe;ktiv ved en temperatur høyere enn 121°C. A further problem with the fluid loss control additives currently available is their ineffectiveness at a temperature in the range of 149-232°C. For example, the copolymer described in US-PS 4,015,991 is ineffective at a temperature higher than 121°C.
Det vil således være et betydelig bidrag til teknikkens stand It will thus be a significant contribution to the state of the art
å utvikle tilsetningsstoffer som reduserer vanntapet fra cementoppslemminger uten at de har ugunstige virkninger på trykkstyrken av cementen eller hastigheten med hvilken cementen stivner. to develop additives that reduce water loss from cement slurries without adversely affecting the compressive strength of the cement or the rate at which the cement sets.
Det vil også være et verdifullt bidrag til teknikkens stand It will also be a valuable contribution to the state of the art
å utvikle tilsetningsstoffer som reduserer vanntapet fra cementoppslemminger ved høye temperaturer. to develop additives that reduce water loss from cement slurries at high temperatures.
Det er en hensikt med den foreliggende oppfinnelse å skaffe tilsetningsstoffer som reduserer vanntapet fra cementoppslemminger uten at de reduserer trykkstyrken av cementen eller forsinker hastigheten med hvilken cementen stivner. Det er videre en hensikt med oppfinnelsen å skaffe tilsetningsstoffer som hindrer tapet av vann fra cementoppslemminger ved høye temperaturer. Det er også en hensikt med oppfinnelsen å skaffe cementblandinger som har forbedrede vanntapegenskaper ved høye temperaturer. Videre er det en hensikt med oppfinnelsen å skaffe en forbedret fremgangsmåte til cementering av olje- og gassbrenner. Fremgangsmåten reduserer vanntapet fra cementoppslemminger uten at de reduserer trykkstyrken av cementen eller forsinker hastigheten som cementen stivner med, og fremgangsmåten reduserer vanntapet fra cementoppslemminger ved en høy temperatur. It is an aim of the present invention to provide additives which reduce water loss from cement slurries without reducing the compressive strength of the cement or delaying the rate at which the cement hardens. It is also a purpose of the invention to provide additives which prevent the loss of water from cement slurries at high temperatures. It is also an object of the invention to provide cement mixtures which have improved water loss properties at high temperatures. Furthermore, it is a purpose of the invention to provide an improved method for cementing oil and gas burners. The method reduces water loss from cement slurries without reducing the compressive strength of the cement or retarding the rate at which the cement sets, and the method reduces water loss from cement slurries at a high temperature.
Oppfinnelsen angår fluidtap-regulerende tilsetningsstoff for cementoppslemminger som er kjennetegnet ved at det omfatter: a) fra 29 til 95,0 vektprosent vann; b) fra 0,1 til 70 vektprosent av en tetrapolymer, hvor den The invention relates to a fluid loss-regulating additive for cement slurries which is characterized in that it comprises: a) from 29 to 95.0 weight percent water; b) from 0.1 to 70 percent by weight of a tetrapolymer, where it
nevnte tetrapolymer består av said tetrapolymer consists of
i) fra 1 til 60 vektprosent N-vinyl-2-pyrrolidon; i) from 1 to 60 percent by weight of N-vinyl-2-pyrrolidone;
ii) fra 1 til 60 vektprosent av minst én monomer valgt fra gruppen bestående av akrylamid og metakrylamid; ii) from 1 to 60 percent by weight of at least one monomer selected from the group consisting of acrylamide and methacrylamide;
iii) fra 10 til 90 vektprosent av minst én monomer valgt fra gruppen bestående av natrium-2-akryl-amido-2-metylpropansulfonat og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, og iii) from 10 to 90 percent by weight of at least one monomer selected from the group consisting of sodium 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate and 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid, and
iv) fra 1 til 60 vektprosent av minst én monomer valgt fra gruppen bestående av akrylsyre og natriumakrylat; c) fra 0,1 til 37,2 vektprosent av en elektrolytt; iv) from 1 to 60 percent by weight of at least one monomer selected from the group consisting of acrylic acid and sodium acrylate; c) from 0.1 to 37.2 percent by weight of an electrolyte;
d) fra 0,1 til 3 vektprosent av en base; og d) from 0.1 to 3% by weight of a base; and
e) fra 0,1 til 40 vektprosent av minst ett overflateaktivt e) from 0.1 to 40 percent by weight of at least one surfactant
middel. medium.
Oppfinnelsen angår videre cementoppslemming som er kjennetegnet ved at den omfatter: a) vann; The invention further relates to cement slurry which is characterized in that it comprises: a) water;
b) hydraulisk cement; og b) hydraulic cement; and
c) det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff som er angitt c) the fluid loss control additive specified
i et av kravene 1-7 i en mengde på 0,018-0,222 1 pr in one of claims 1-7 in an amount of 0.018-0.222 1 per
kg cement som foreligger i oppslemmingen. kg of cement present in the slurry.
Oppfinnelsen angår også fremgangsmåte til cementering av olje-og gassbrønner, hvor en oppslemming av hydraulisk cement pumpes inn i brønnhullet og tillates å stivne, særlig hvor den nevnte hydrauliske cementoppslemming utsettes for temperaturer i området 27-232°C, som er kjennetegnet ved at man tilsetter 0,018-0,222 1 av det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff som angitt i et av kravene 1-7 for hver kg cement til den nevnte cementoppslemming. The invention also relates to a method for cementing oil and gas wells, where a slurry of hydraulic cement is pumped into the wellbore and allowed to harden, in particular where the said hydraulic cement slurry is exposed to temperatures in the range of 27-232°C, which is characterized by adds 0.018-0.222 1 of the fluid loss-regulating additive as set forth in one of claims 1-7 for each kg of cement to said cement slurry.
I henhold til den foreliggende oppfinnelse er det funnet at According to the present invention, it has been found that
et tilsetningsstoff som omfatter (A) en tetrapolymer, (B) an additive comprising (A) a tetrapolymer, (B)
en elektrolytt, (C) en base, (D) minst ett overflateaktivt middel og (E) vann, vil redusere vanntapet fra cementoppslemminger uten at det reduserer trykkstyrken av cementen eller forsinker hastigheten som cementen stivner med. Det er videre oppdaget at dette tilsetningsstoff vil regulere vanntapet fra cementoppslemminger ved høye temperaturer. an electrolyte, (C) a base, (D) at least one surfactant, and (E) water, will reduce water loss from cement slurries without reducing the compressive strength of the cement or retarding the rate at which the cement sets. It has further been discovered that this additive will regulate water loss from cement slurries at high temperatures.
Uttrykket "tetrapolymer", slik det anvendes i den foreliggende søknad, betegner en vannoppløselig polymer som er sammensatt av a) 1-60 vektprosent N-vinyl-2-pyrrolidon, b) 1-60 vektprosent av minst én monomer valgt fra gruppen bestående av akrylamid eller metakrylamid, c) 10-90 vektprosent av minst én monomer valgt fra gruppen bestående av 2-akrylamido-2-metyl-propansulfonsyre eller natrium-2-akrylamido-2-metylpropan-sulfonat og d) 1-60 vektprosent av minst én monomer valgt fra gruppen bestående av akrylsyre og natriumakrylat. The term "tetrapolymer", as used in the present application, denotes a water-soluble polymer which is composed of a) 1-60% by weight of N-vinyl-2-pyrrolidone, b) 1-60% by weight of at least one monomer selected from the group consisting of acrylamide or methacrylamide, c) 10-90 percent by weight of at least one monomer selected from the group consisting of 2-acrylamido-2-methyl-propanesulfonic acid or sodium 2-acrylamido-2-methylpropane-sulfonate and d) 1-60 percent by weight of at least one monomer selected from the group consisting of acrylic acid and sodium acrylate.
Tetrapolymerene ifølge oppfinnelsen samt deres fremgangsmåter til fremstilling er kjent for fagfolk. I og for seg kan deres fremstilling oppnås ved polymerisering i henhold til hvilket som helst av de velkjente friradikalteknikker i oppløsnings-, suspensjons- eller emulsjonsmiljø. Se f.eks. US-PS 3 547 899 eller EP 0115836. Dessuten kan slike andre fremgangsmåter til polymerisering som kan ha falt fagfolk inn anvendes, og den foreliggende oppfinnelse er ikke begrenset til noen spesiell fremgangsmåte for fremstilling av de her angitte tetrapoly-merer. The tetrapolymers according to the invention as well as their methods of production are known to those skilled in the art. As such, their preparation can be achieved by polymerization according to any of the well-known free radical techniques in solution, suspension or emulsion environment. See e.g. US-PS 3 547 899 or EP 0115836. Moreover, such other methods of polymerization as may have occurred to those skilled in the art can be used, and the present invention is not limited to any particular method for producing the tetrapolymers specified here.
Molekylvekten av tetrapolymeren ifølge oppfinnelsen kan vari-eres innenfor et vidt område. Molekylvekten kan være så lav som 30.000 eller så høy som 1.000.000 eller høyere, forutsatt selvsagt at egenskapene av den vandige, hydrauliske cementoppslemming som tetrapolymeren settes til, ikke påvirkes ugunstig derved. The molecular weight of the tetrapolymer according to the invention can be varied within a wide range. The molecular weight may be as low as 30,000 or as high as 1,000,000 or higher, provided of course that the properties of the aqueous hydraulic cement slurry to which the tetrapolymer is added are not adversely affected thereby.
For tiden inneholder den foretrukne tetrapolymer 3 0-40 vektprosent N-vinyl-2-pyrrolidon, 5-15 vektprosent akrylamid, 50-60 vektprosent natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonat og 1-10 vektprosent akrylsyre. Currently, the preferred tetrapolymer 3 contains 0-40 weight percent N-vinyl-2-pyrrolidone, 5-15 weight percent acrylamide, 50-60 weight percent sodium 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonate, and 1-10 weight percent acrylic acid.
Egnede elektrolytter (B) til bruk i den foreliggende oppfinnelse kan velges fra gruppen bestående av natrium-, kalium-, litium-" eller ammoniumsalter av klor, brom, jod", nitrat eller fluor. For tiden er den foretrukne elektrolytt kaliumklorid. Suitable electrolytes (B) for use in the present invention can be selected from the group consisting of sodium, potassium, lithium or ammonium salts of chlorine, bromine, iodine, nitrate or fluorine. Currently, the preferred electrolyte is potassium chloride.
Egnede baser (C) til bruk i den foreliggende oppfinnelse omfatter de som velges fra gruppen bestående av kaliumhydroksid, natriumhydroksid og ammoniumhydroksid. Den for tiden foretrukne base er kaliumhydroksid. Suitable bases (C) for use in the present invention include those selected from the group consisting of potassium hydroxide, sodium hydroxide and ammonium hydroxide. The currently preferred base is potassium hydroxide.
Egnede (D) overflateaktive midler til bruk i den foreliggende oppfinnelse kan velges fra gruppen bestående av: Suitable (D) surfactants for use in the present invention can be selected from the group consisting of:
1) karboksylater med formelen 1) carboxylates with the formula
RC00~ M<+>RC00~ M<+>
hvor R er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med 9-21 karbonatomer og M er valgt fra gruppen bestående av natrium, kalium og litium; wherein R is selected from the group consisting of alkyl groups having 9-21 carbon atoms and M is selected from the group consisting of sodium, potassium and lithium;
2) polyalkoksykarboksylater med formelen 2) polyalkoxycarboxylates with the formula
hvor R er valgt fra gruppen bestående av alkyl- og alkylarylgrupper med 10-21 karbonatomer, M er valgt fra gruppen bestående av natrium, kalium og litium og n er et helt tall fra 5-21. where R is selected from the group consisting of alkyl and alkylaryl groups with 10-21 carbon atoms, M is selected from the group consisting of sodium, potassium and lithium and n is an integer from 5-21.
3) sulfonater med formelen 3) sulfonates with the formula
hvor R er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med 10-20 karbonatomer og M er valgt fra gruppen bestående av natrium, kalium og litium.. 4) alkylbenzensulfonater med formelen hvor R er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med 10-20 karbonatomer og M er valgt fra gruppen bestående av natrium-, kalium og litium. 5) lignosulfonater; where R is selected from the group consisting of alkyl groups with 10-20 carbon atoms and M is selected from the group consisting of sodium, potassium and lithium.. 4) alkylbenzene sulfonates with the formula where R is selected from the group consisting of alkyl groups with 10-20 carbon atoms and M is selected from the group consisting of sodium, potassium and lithium. 5) lignosulfonates;
6) naftalensulfonater med formelen 6) naphthalene sulfonates with the formula
hvor R er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med 3-10 karbonatomer og M er valgt fra gruppen bestående av natrium, kalium, litium og kalsium; 7) naftalensulfonater som er blitt kondensert med formaldehyd; where R is selected from the group consisting of alkyl groups with 3-10 carbon atoms and M is selected from the group consisting of sodium, potassium, lithium and calcium; 7) naphthalene sulfonates which have been condensed with formaldehyde;
8) alfa-alkensulfonater med formelen 8) alpha-alkenesulfonates with the formula
hvor R er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med 10-20 karbonatomer og M er valgt fra gruppen bestående av natrium, kalium og litium; where R is selected from the group consisting of alkyl groups with 10-20 carbon atoms and M is selected from the group consisting of sodium, potassium and lithium;
9) polyetenglykol-monometyletere med formelen 9) polyethylene glycol monomethyl ethers with the formula
hvor x kan variere fra 20 til 225.000; 10) polyetenglykoler med formelen hvor x kan variere fra 20 til 225.000; 11) alkoholetoksylater med formelen where x can vary from 20 to 225,000; 10) polyethylene glycols with the formula where x can vary from 20 to 225,000; 11) alcohol ethoxylates with the formula
hvor R er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med 6-20 karbonatomer og n er et helt tall fra 2-100; where R is selected from the group consisting of alkyl groups having 6-20 carbon atoms and n is an integer from 2-100;
12) alkylfenyletoksylater med formelen 12) alkylphenylethoxylates with the formula
hvor R er valgt fra gruppen bestående av alkylgrupper med 8-15 karbonatomer og n er et helt tall fra 2-70; og where R is selected from the group consisting of alkyl groups having 8-15 carbon atoms and n is an integer from 2-70; and
13) petroleumsulfonater. 13) petroleum sulphonates.
Alle disse overflateaktive midler samt deres fremgangsmåter til fremstilling er velkjent for fagfolk. De er tilgjengelige fra en rekke forskjellige industrielle leverandører. All of these surfactants as well as their methods of manufacture are well known to those skilled in the art. They are available from a number of different industrial suppliers.
For tiden foretrekkes det at cementoppslemmingens vanntap-regulerende tilsetningsstoff inneholder to overflateaktive midler. Currently, it is preferred that the cement slurry's water loss control additive contains two surfactants.
Ett av de foretrukne overflateaktive midler er polyetenglykol-monometyleter. Det overflateaktive middel vil ha en molekylvekt i området 200-8000, fortrinnsvis 200-1000. For tiden er Dow Froth 1012® med molekylvekt på ca. 385 det mest foretrukne. One of the preferred surfactants is polyethylene glycol monomethyl ether. The surfactant will have a molecular weight in the range 200-8000, preferably 200-1000. Currently, Dow Froth 1012® with a molecular weight of approx. 385 the most preferred.
Det andre foretrukne overflateaktive middel er et naftalen-sulf onatformaldehyd-kondensat. Slike forbindelser er også kjent som sulfonerte kondensasjonsprodukter av formaldehyd og naftalen eller metallsalter av kondensasjonsprodukter av naftalensulfonsyre med formaldehyd. The second preferred surfactant is a naphthalene sulfonate formaldehyde condensate. Such compounds are also known as sulfonated condensation products of formaldehyde and naphthalene or metal salts of condensation products of naphthalene sulfonic acid with formaldehyde.
Kondenserte naftalensulfatformaldehyd-kondensater som er egnet til bruk i den foreliggende oppfinnelse, markedsføres av en rekke firmaer under forskjellige merker og fremstillingen av noen av disse er angitt f.eks. i US-PS 3 537 869 eller US-PS 4.814 887. Eksempler på i handelen tilgjengelige naftalen-sulf onatf ormaldehyd-kondensater er Lomar D®, CFR-2®, Tamol®, SM®, TIC® og Doxad®. For tiden er Lomar D® det.mest foretrukne naftalensulfonatformaldehyd-kondensat. Condensed naphthalene sulphate formaldehyde condensates which are suitable for use in the present invention are marketed by a number of firms under different brands and the manufacture of some of these is indicated e.g. in US-PS 3,537,869 or US-PS 4,814,887. Examples of commercially available naphthalene sulfonatformaldehyde condensates are Lomar D®, CFR-2®, Tamol®, SM®, TIC® and Doxad®. Currently, Lomar D® is the most preferred naphthalene sulfonate formaldehyde condensate.
For tiden foretrekkes det også at det vanntap-regulerende tilsetningsstoff inneholder (F) et preserveringsmiddel. Beskaf-fenheten av preserveringsmiddelet er ikke kritisk for utfør-elsen av oppfinnelsen og et hvilket som helst i handelen tilgjengelig preserveringsmiddel er egnet til bruk i den foreliggende oppfinnelse. For tiden er det foretrukne preserveringsmiddel et paraformaldehyd. At present, it is also preferred that the water loss-regulating additive contains (F) a preservative. The nature of the preservative is not critical for the implementation of the invention and any commercially available preservative is suitable for use in the present invention. Currently, the preferred preservative is paraformaldehyde.
Bestanddelene i det vanntap-regulerende tilsetningsstoff foreligger i de følgende mengder: The components in the water loss-regulating additive are available in the following amounts:
Fluid-tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen er egnet til bruk med en hvilken som helst hydraulisk cement. Uttrykket "hydraulisk cement" er ment å omfatte en hvilken som helst organisk cement som herder eller stivner under vann. Hydrauliske cementer innbefatter f.eks. portlandcementer, alumina-og pozzolancementer og lignende. Uttrykket "hydraulisk cement" er også ment å omfatte cementer som har mindre mengder drøye-midler (extenders) såsom bentonitt, gilsonitt og er også ment å innbefatte cementer som benyttes enten uten noe nevneverdig sand- eller tilslagsmateriale eller slike cementer som blandes med et granulert fyllmateriale såsom sand, knust kalksten The fluid additive according to the invention is suitable for use with any hydraulic cement. The term "hydraulic cement" is intended to include any organic cement that hardens or hardens under water. Hydraulic cements include e.g. portland cements, alumina and pozzolan cements and the like. The term "hydraulic cement" is also intended to include cements that have small amounts of extenders (extenders) such as bentonite, gilsonite and is also intended to include cements that are used either without any significant sand or aggregate material or such cements that are mixed with a granular filler material such as sand, crushed limestone
og lignende. Således er f.eks. hvilken som helst av de cementer i klasse A - J som var angitt i API Spee 10, seksjon 2, første and such. Thus, e.g. any of the Class A - J cements specified in API Spee 10, Section 2, First
utgave, januar 19 82, egnet for dette formål. Styrkeforbed-rende midler såsom silikapulver kan også anvendes". edition, January 19 82, suitable for this purpose. Strength-improving agents such as silica powder can also be used".
Den tørre hydrauliske cementkomponent og det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen, blandes med vann for å danne en pumpbar, herdbar cementoppslemming. Cementen stivner for dannelse av et monolittisk faststoff. Vannet som anvendes for dannelse av cementoppslemmingen kan være et hvilket som helst naturlig forekommende vann som er egnet til fremstilling av cementoppslemminger. Sjøvann kan benyttes og er således bekvemt i offshore-operasjoner. Det er en spesiell fordel ved det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen at det er virksomt for å redusere fluidtapet fra cementoppslemminger selv når saltlaker anvendes for fremstilling av oppslemmingen. Dette utgjør en annen viktig fordel ved oppfinnelsen i forhold til mange andre cementtilset-ningsstoffer som er kjent i faget. The dry hydraulic cement component and the fluid loss control additive of the invention are mixed with water to form a pumpable, hardenable cement slurry. The cement hardens to form a monolithic solid. The water used to form the cement slurry can be any naturally occurring water that is suitable for the production of cement slurries. Seawater can be used and is thus convenient in offshore operations. It is a particular advantage of the fluid loss-regulating additive according to the invention that it is effective in reducing the fluid loss from cement slurries even when brine is used to produce the slurry. This constitutes another important advantage of the invention in relation to many other cement additives known in the art.
Mengden av vann som anvendes for fremstilling av den hydrauliske cementoppslemming er ikke kritisk, generelt vil mengden av vann som er nødvendig for å gi en herdbar cementblanding som har de ønskede egenskaper, være en mengde fra 25 til 150 vektprosent regnet på vekten av den tørre, hydrauliske cement. Som angitt tidligere bør mengden av vann som anvendes være bare slik at den er tilstrekkelig til å produsere en pumpbar oppslemming. Bruken av det vanntap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen gjør det unødvendig å til-sette et overskudd av vann i påvente av betydelige vanntap. The amount of water used for the production of the hydraulic cement slurry is not critical, generally the amount of water required to produce a hardenable cement mixture having the desired properties will be an amount from 25 to 150 percent by weight calculated on the weight of the dry, hydraulic cement. As indicated earlier, the amount of water used should be only such that it is sufficient to produce a pumpable slurry. The use of the water loss-regulating additive according to the invention makes it unnecessary to add an excess of water in anticipation of significant water losses.
Generelt vil mengden av fluidtap-regulerende tilsetningsstoff som anvendes ligge i området fra 0,018-0,222 liter tilsetningsstoff pr. kg cement (dvs. fra 0,76-9,5 1 tilsetningsstoff pr. cementsekk på 42,67 kg) som benyttes i fremstilling av cementoppslemmingen. In general, the amount of fluid loss-regulating additive used will be in the range from 0.018-0.222 liters of additive per kg of cement (ie from 0.76-9.5 1 additive per 42.67 kg bag of cement) which is used in the production of the cement slurry.
I fremgangsmåten til cementering av et brønnhull med det foreliggende tilsetningsstoff, blir en hydraulisk cement, vann og det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen blandet sammen for dannelse av en pumpbar oppslemming. Cementoppslemmingen fremstilt på denne måte blir -deretter pumpet til det ønskede sted i brønnhullet og tillatt å herde for dannelse av en fast masse. In the method for cementing a wellbore with the present additive, a hydraulic cement, water and the fluid loss-regulating additive according to the invention are mixed together to form a pumpable slurry. The cement slurry produced in this way is then pumped to the desired location in the wellbore and allowed to harden to form a solid mass.
De følgende eksempler er ment å belyse fordelene ved oppfinnelsen . The following examples are intended to illustrate the advantages of the invention.
Eksempel I Example I
Hensikten med dette eksempel er å vise blandingen av og en fremgangsmåte for fremstilling av det foretrukne fluidtap-regulerende stoff ifølge oppfinnelsen. The purpose of this example is to show the mixture of and a method for producing the preferred fluid loss-regulating substance according to the invention.
Sammensetningen av det foretrukne fluidtap-regulerende system ifølge oppfinnelsen er angitt i tabell I. The composition of the preferred fluid loss regulating system according to the invention is set out in Table I.
<1> Lomar D®, Diamond Shamrock <1> Lomar D®, Diamond Shamrock
<2>Dow Froth 1012®, Dow <2>Dow Froth 1012®, Dow
<3> en poly (natrium-2-akrylamido-2-metylpropansulfonctt-ko-N-vinyl-2-pyrrolidon-ko-akrylamid-ko-akrylsyre), innehold-ende 55 vektprosent natrium-2-akrylamido-2-metylpropan-sulfonat, 35 vektprosent N-vinyl-2-pyrrolidon, 10 vektprosent akrylamid, 5 vektprosent akrylsyre og er tilgjengelig i handelen som HE® polymer fra Phillips Petroleum Company. <3> a poly(sodium-2-acrylamido-2-methylpropanesulfonctt-co-N-vinyl-2-pyrrolidone-co-acrylamide-co-acrylic acid), containing 55% by weight sodium-2-acrylamido-2-methylpropane- sulfonate, 35 weight percent N-vinyl-2-pyrrolidone, 10 weight percent acrylamide, 5 weight percent acrylic acid and is commercially available as HE® polymer from Phillips Petroleum Company.
En foretrukket fremgangsmåte til fremstilling av dette fluidtap-regulerende tilsetningsstoff er å blande ingrediensene i den rekkefølge de er angitt under omrøring. A preferred method for preparing this fluid loss-regulating additive is to mix the ingredients in the order listed while stirring.
Eksempel II Example II
En serie cementoppslemmingsblandinger i henhold til den foreliggende oppfinnelse og med de sammensetninger som er angitt i tabell II, ble fremstilt ved blanding av tilsetningssystemet ifølge eksempel I med vann og en cement av klasse H. A series of cement slurry mixtures according to the present invention and with the compositions indicated in Table II, was prepared by mixing the addition system according to Example I with water and a cement of class H.
^ En klasse H cement som definert i API Spee 10, seksjon 2.2, første utgave, januar 1982. Cementen som anvendes er tilgjengelig i handelen fra General Portland under merket TRINITY ^ A Class H cement as defined in API Spee 10, Section 2.2, First Edition, January 1982. The cement used is commercially available from General Portland under the brand name TRINITY
LAFARGE H®. LAFARGE H®.
Eksempel III Example III
For å vise at det vanntap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen reduserer vanntapet fra cementoppslemminger over et vidt temperaturområde, ble vanntap-egenskapene for cementoppslemmingsblandinger fremstilt som i eksempel II, bestemt i henhold til API Spee 10, appendiks F, første utgave, januar 19 82 ..._ - <;_>~.<\>To demonstrate that the water loss control additive of the invention reduces water loss from cement slurries over a wide temperature range, the water loss properties of cement slurry mixtures were prepared as in Example II, determined according to API Spee 10, Appendix F, First Edition, January 1982. .._ - <;_>~.<\>
De følgende resultater ble oppnådd. The following results were obtained.
Vanntap-egenskapene for cementoppslemminger fremstilt uten tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen (cement F) ble bestemt ved temperaturer i området 38-77°C. Disse csmsntoppslam-minger tapte mellom 1298 og 1500 ml fluid i løpet av forsøks-perioden på 3 0 min. The water loss properties for cement slurries produced without the additive according to the invention (cement F) were determined at temperatures in the range 38-77°C. These csmsntop slurries lost between 1298 and 1500 ml of fluid during the 30 min test period.
Vanntap-egenskapene for cementoppslemminger fremstilt med tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen, ble bestemt ved temperaturer i området 27-149°C. Disse cementer tapte bare fra 40-138 ml fluid i løpet av forsøksperioden på 30 min. The water loss properties for cement slurries prepared with the additive according to the invention were determined at temperatures in the range 27-149°C. These cements only lost from 40-138 ml of fluid during the 30 min test period.
Dataene viser således at tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen skaffer cementer med overlegne vanntap-egens^kaper over et vidt temperaturområde. The data thus show that the additive according to the invention provides cements with superior water loss properties over a wide temperature range.
Eksempel IV Example IV
For å vise at det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen ikke reduserer trykkstyrken av den resulterende cementblanding, ble en rekke cementblandinger som var fremstilt som i eksempel II utprøvet i henhold til API Spee 10, seksjon 7, trykkstyrkeforsøk, første utgave, januar 19 82. To demonstrate that the fluid loss control additive of the invention does not reduce the compressive strength of the resulting cement mixture, a series of cement mixtures prepared as in Example II were tested in accordance with API Spee 10, Section 7, Compressive Strength Tests, First Edition, January 1982.
De følgende data ble oppnådd. The following data were obtained.
Cement F ble fremstilt uten det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen. Den oppviste en trykkstyrke på 10,22 MPa ved 27°C i løpet av et 24 timers trykkstyrke-forsøk. Cement F was produced without the fluid loss-regulating additive according to the invention. It exhibited a compressive strength of 10.22 MPa at 27°C during a 24 hour compressive strength test.
Cementene A, B og C ble fremstilt med det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen. De oppviste trykkstyrker i området 10,22-10,69 MPa. Tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen reduserer således ikke cementenes trykkstyrke. The cements A, B and C were produced with the fluid loss-regulating additive according to the invention. They exhibited compressive strengths in the range 10.22-10.69 MPa. The additive according to the invention thus does not reduce the compressive strength of the cement.
En lignende tendens ble vist i forsøkene utført ved 52°C, 66°C og 77°C. A similar tendency was shown in the experiments carried out at 52°C, 66°C and 77°C.
Eksempel V Example V
For å vise at tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen reduserer fluidtapet fra cementoppslemminger som er blitt fremstilt med saltvann, ble cementoppslemmingene B<1>, D', L<1> og M' fremstilt på samme måte som cementene B, D, L og M i eksempel II, bortsett fra at forskjellige konsentrasjoner av saltvann ble brukt til å fremstille den cementerende oppslemming. For sam-menligningsformål ble cementoppslemming F fremstilt som i eksempel II. To show that the additive according to the invention reduces the fluid loss from cement slurries that have been prepared with salt water, the cement slurries B<1>, D', L<1> and M' were prepared in the same way as the cements B, D, L and M in example II, except that different concentrations of salt water were used to prepare the cementing slurry. For comparison purposes, cement slurry F was prepared as in example II.
Fluidtap-egenskapene for disse cementoppslemminger ble bestemt i henhold til API Spee 10, appendiks F, første utgave, januar 1982. The fluid loss characteristics of these cement slurries were determined according to API Spee 10, Appendix F, First Edition, January 1982.
De følgende resultater ble oppnådd. The following results were obtained.
Cement F som ble fremstilt uten tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen, oppviste et fluidtap som oversteg 1298 ml i løpet av forsøksperioden på 3 0 min. Cementoppslemmingene som ble fremstilt med det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen tapte bare fra 43-180 ml i løpet av for-søksperioden på 30 min. Det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen vil således redusere vanntapet fra cementoppslemminger som er blitt fremstilt med saltvann. Cement F, which was prepared without the additive according to the invention, showed a fluid loss exceeding 1298 ml during the test period of 30 minutes. The cement slurries made with the fluid loss regulating additive according to the invention only lost from 43-180 ml during the trial period of 30 minutes. The fluid loss-regulating additive according to the invention will thus reduce water loss from cement slurries that have been prepared with salt water.
Eksempel VI Example VI
For å vise at det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen ikke forsinker hastigheten som cementen stivner med, ble cementblandinger fremstilt som i eksempel II og hastigheten som cementen fortykkes med, ble bestemt i henhold til API Spee 10, seksjon 8, første utgave, januar 1982. To demonstrate that the fluid loss control admixture of the invention does not retard the rate at which the cement sets, cement mixtures were prepared as in Example II and the rate at which the cement thickens was determined in accordance with API Spee 10, Section 8, First Edition, January 1982 .
De følgende resultater ble oppnådd. The following results were obtained.
Variasjoner på 30 min eller mindre i fortykningstiden anses Variations of 30 min or less in the thickening time are considered
å ligge innenfor normal eksperimentell feil. to be within normal experimental error.
Cement F som ikke inneholder det fluidtap-regulerende tilsetningsstoff ifølge oppfinnelsen, ble fortykket i løpet av Cement F, which does not contain the fluid loss-regulating additive according to the invention, was thickened during
4 timer og 4 5 min når den ble utprøvet ved 2 7°C. 4 hours and 45 minutes when tested at 27°C.
Cementene B og C som inneholdt tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen ble fortykket i løpet av henholdsvis 4.timer 11 min og 5 timer 8 min. The cements B and C which contained the additive according to the invention were thickened during 4 hours 11 minutes and 5 hours 8 minutes, respectively.
Skjønt det ved første øyekast synes som om tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen forsinket den hastighet med hvilken cement C stivnet, er dette ikke tilfelle. Although it appears at first sight that the additive according to the invention delayed the rate at which cement C hardened, this is not the case.
På grunn av den store eksperimentelle feil som er forbundet med forsøksmetodene, blir cementer som fortykkes innen 3 0 Because of the large experimental error associated with the test methods, cements that thicken within 3 0
min i forhold til hverandre ansett for å ha ekvivalente for-tykningshastigheter. Følgelig forsinker ikke tilsetningsstoffet ifølge oppfinnelsen hastigheten med hvilken cementoppslemmingene stivner. min relative to each other considered to have equivalent thickening rates. Accordingly, the additive according to the invention does not delay the rate at which the cement slurries harden.
Claims (9)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US2902987A | 1987-03-23 | 1987-03-23 |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO881275D0 NO881275D0 (en) | 1988-03-23 |
| NO881275L NO881275L (en) | 1988-09-26 |
| NO179971B true NO179971B (en) | 1996-10-14 |
| NO179971C NO179971C (en) | 1997-01-22 |
Family
ID=21846847
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO881275A NO179971C (en) | 1987-03-23 | 1988-03-23 | Fluid loss regulating additive for cement slurry as well as cement slurry and method for cementing oil and gas wells |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN1016162B (en) |
| AR (1) | AR243218A1 (en) |
| CA (1) | CA1317452C (en) |
| DK (1) | DK172395B1 (en) |
| EG (1) | EG18722A (en) |
| GB (1) | GB2202526B (en) |
| IN (1) | IN169892B (en) |
| MX (1) | MX169718B (en) |
| NO (1) | NO179971C (en) |
| SE (1) | SE469695B (en) |
| SG (1) | SG71692G (en) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN100556843C (en) * | 2008-03-28 | 2009-11-04 | 安东石油技术（集团）有限公司 | A kind of cement additire |
| CN100556842C (en) * | 2008-03-28 | 2009-11-04 | 安东石油技术（集团）有限公司 | A kind of preparation method of cement additire |
| CN101914182B (en) * | 2010-08-24 | 2015-10-21 | 北京红芬兴业技术开发有限公司 | The synthetic method of base underground crosslinked thickening agent |
| CN103113875B (en) * | 2013-02-28 | 2015-05-20 | 中国科学院长春应用化学研究所 | Water-based fracturing fluid thickener and method for preparing same |
| CN103396778B (en) * | 2013-06-24 | 2015-05-20 | 西南石油大学 | Water-soluble heat-resistant and salt-tolerant AM/AA/AMPS/NPAB polymer oil displacement agent and its synthesis method |
| CN103555296B (en) * | 2013-11-05 | 2016-03-16 | 库尔勒同益工贸有限责任公司 | Water retaining of the anti-composite salt polymkeric substance of drilling fluid high temperature resistance and preparation method thereof |
| CN109021240B (en) * | 2017-06-09 | 2021-03-30 | 华南理工大学 | Lignin grafted polyoxyethylene ether, lignin-based machine sandblasting slurry special modifier based on lignin grafted polyoxyethylene ether, and preparation method and application of lignin-based machine sandblasting slurry special modifier |
-
1988
- 1988-03-02 IN IN185/CAL/88A patent/IN169892B/en unknown
- 1988-03-10 MX MX010723A patent/MX169718B/en unknown
- 1988-03-17 EG EG15088A patent/EG18722A/en active
- 1988-03-18 GB GB8806501A patent/GB2202526B/en not_active Expired - Fee Related
- 1988-03-22 DK DK156088A patent/DK172395B1/en not_active IP Right Cessation
- 1988-03-22 CN CN88101418A patent/CN1016162B/en not_active Expired
- 1988-03-22 AR AR88310371A patent/AR243218A1/en active
- 1988-03-22 SE SE8801042A patent/SE469695B/en not_active IP Right Cessation
- 1988-03-23 CA CA000562266A patent/CA1317452C/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-03-23 NO NO881275A patent/NO179971C/en not_active IP Right Cessation
-
1992
- 1992-07-10 SG SG716/92A patent/SG71692G/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO179971C (en) | 1997-01-22 |
| SE8801042D0 (en) | 1988-03-22 |
| SE469695B (en) | 1993-08-23 |
| NO881275L (en) | 1988-09-26 |
| GB2202526A (en) | 1988-09-28 |
| CN1016162B (en) | 1992-04-08 |
| GB2202526B (en) | 1991-07-03 |
| DK172395B1 (en) | 1998-05-18 |
| CN88101418A (en) | 1988-11-02 |
| MX169718B (en) | 1993-07-20 |
| NO881275D0 (en) | 1988-03-23 |
| DK156088A (en) | 1988-09-24 |
| EG18722A (en) | 1994-06-30 |
| AR243218A1 (en) | 1993-07-30 |
| CA1317452C (en) | 1993-05-11 |
| SG71692G (en) | 1992-10-02 |
| GB8806501D0 (en) | 1988-04-20 |
| DK156088D0 (en) | 1988-03-22 |
| IN169892B (en) | 1992-01-04 |
| SE8801042L (en) | 1988-09-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2961044A (en) | Cement compositions and process of cementing wells | |
| EP0189950B1 (en) | Cement composition for cementing of wells enabling gas channelling in the cemented annulus to be inhibited by right-angle setting | |
| US4632186A (en) | Well cementing method using an AM/AMPS fluid loss additive blend | |
| US4742094A (en) | Low fluid loss salt saturated cement slurries, additives and methods | |
| US4818288A (en) | Dispersant for concrete mixtures of high salt content | |
| US6405801B1 (en) | Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods | |
| US5340860A (en) | Low fluid loss cement compositions, fluid loss reducing additives and methods | |
| US4450009A (en) | Method of preparing a light weight cement composition from sea water | |
| US5294651A (en) | Fluid loss additives for well cementing compositions | |
| NO854022L (en) | SLOW CURRENT CEMENT MIXTURES AND USE THEREOF. | |
| GB2250044A (en) | Cementing wells | |
| NO312300B1 (en) | Additive for hydraulic cement and borehole cementing method | |
| NO321685B1 (en) | Procedure for cementing an underground zone penetrated by a borehole. | |
| US5348583A (en) | Hydraulic cement set-accelerating admixtures incorporating glycols | |
| US4131578A (en) | Aqueous hydraulic cement slurry | |
| US4681634A (en) | Composition cimentaire hydraulique a prise retardee pour cimentation a hautes temperature et pression | |
| US4461644A (en) | Light weight composition and a method of sealing a subterranean formation | |
| US20070105995A1 (en) | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods | |
| US4791989A (en) | Low fluid loss salt saturated cement slurries, additives and methods | |
| US4125160A (en) | Method of cementing a high temperature borehole | |
| NO179971B (en) | Fluid loss regulating additive for cement slurry as well as cement slurry and method for cementing oil and gas wells | |
| US2583657A (en) | Low water-loss cement and process of making | |
| US20070101905A1 (en) | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods | |
| 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 | |
| US5153240A (en) | Fluid loss additives for well cementing compositions containing a tetrapolymer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN SEPTEMBER 2003 |