NO319120B1 - Sementoppslemminger omfattende hydrofobe polymerer - Google Patents
Sementoppslemminger omfattende hydrofobe polymerer Download PDFInfo
- Publication number
- NO319120B1 NO319120B1 NO20010644A NO20010644A NO319120B1 NO 319120 B1 NO319120 B1 NO 319120B1 NO 20010644 A NO20010644 A NO 20010644A NO 20010644 A NO20010644 A NO 20010644A NO 319120 B1 NO319120 B1 NO 319120B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- alkyl
- polymer
- aryl
- slurry
- coor
- Prior art date
Links
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims description 50
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims description 26
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 title 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 11
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 8
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000003917 carbamoyl group Chemical group [H]N([H])C(*)=O 0.000 claims description 7
- 239000012764 mineral filler Substances 0.000 claims description 6
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 claims description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 229910021487 silica fume Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 2
- 125000000923 (C1-C30) alkyl group Chemical group 0.000 claims 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 13
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 10
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 9
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 6
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 6
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 6
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- LKEDKQWWISEKSW-UHFFFAOYSA-N nonyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCCCCCCCOC(=O)C(C)=C LKEDKQWWISEKSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 2
- VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N curcumin Chemical compound C1=C(O)C(OC)=CC(\C=C\C(=O)CC(=O)\C=C\C=2C=C(OC)C(O)=CC=2)=C1 VFLDPWHFBUODDF-FCXRPNKRSA-N 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000010755 BS 2869 Class G Substances 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000006085 branching agent Substances 0.000 description 1
- CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N butyl acrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C=C CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 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
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/24—Macromolecular compounds
- C04B24/26—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C04B24/2652—Nitrogen containing polymers, e.g. polyacrylamides, polyacrylonitriles
-
- 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
- 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
- C04B2103/0045—Polymers chosen for their physico-chemical characteristics
- C04B2103/0051—Water-absorbing polymers, hydrophilic polymers
-
- 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
- C04B2103/0045—Polymers chosen for their physico-chemical characteristics
- C04B2103/0052—Hydrophobic polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/46—Water-loss or fluid-loss reducers, hygroscopic or hydrophilic agents, water retention agents
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Macromonomer-Based Addition Polymer (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår særlig operasjoner gjennomført for å
utvikle underjordiske reservoarer som inneholder hydrokarboner. Mer spesielt beskriver oppfinnelsen en sementeringsmetode hvor sementformuleringen optimaliseres for å kunne regulere fluidfiltreringstapene i en geologisk formasjon under herding av sementoppslemmingen i en brønn. Videre optimaliseres formuleringen av sementoppslemmingen ved at additivet anvendt for å regulere filtreringen også tilveiebringer god regulering av oppslemmingens reologi, noe som således favoriserer utmerket herding i brønnen, generelt rundt et rør som skal sementeres.
Når en sementoppslemming anbringes i kontakt med en porøs geologisk formasjon, finner det generelt sted et fenomen med inntrengning av en vandig del av oppslemmingen i porene i formasjonen. Dette fenomenet angis generelt som filtrering. Den tapte mengden av oppslemmingsblandingen betegnes som filtre-ringstap eller filtrat. Det er ønskelig å begrense tapet, særlig vanntapet fra en oppslemming fordi dette tapet kan endre oppslemmingens fysikalsk-kjemiske egenskaper, for eksempel dens reologiske egenskaper. Pumpbarhetskarakteristikkene og/eller herdingskarakteristikkene for oppslemmingen kan i betydelig grad endre seg. For hurtig herding av sementen eller herdingsendring på grunn av en minsk-ning i vanninnholdet som er nødvendig for de forskjellige kjemiske reaksjonene som fører til herding av sementen er selvsagt skadelig for operasjonen som fører til at oppslemmingen herder i brønnen og for de mekaniske egenskapene for sementen etter herding. Denne filtreringen gjennom en porøs formasjon kan også
føre til risiko for brønnvegg-destabilisering eller til tilstopping av de produktive eller potensielt produktive geologiske sonene. Additiver som er spesifikke for sementoppslemminger og som virker som filtratreduserende midler, settes så til oppslemmingen i for å begrense filtrering, for eksempel ved å redusere filtreringshastighe-
ten for å kunne begrense vanntapet fra sementen i formasjonen.
Det er klart at disse filtratreduserende produktene for sementoppslemmin-
ger er spesifikke for formuleringen av oppslemmingen ettersom faststoffinnholdet er høyt og ettersom de fysikalk-kjemiske karakteristikkene for oppslemmingen ved definison utvikler seg i formasjonen under størkning.
Mange filtratreduserende produkter for sementoppslemminger er kjent i handelen. Findelte mineralpartikler eller vannløselige polymerer så som sulfonerte polyakrylamidderivater eller HEC (hydroksyetylcellulose) er for eksempel anvendt. Polymerene som finnes i handelen er imidlertid i høy grad følsomme for de høye temperaturene som kan forekomme under jorden og de kan således tape sine opprinnelige egenskaper.
Foreliggende oppfinnelse angår således en sementoppslemming som er ment å herde i et borehull gjennom minst én geologisk formasjon som har en viss permeabilitet. Oppslemmingen i henhold til oppfinnelsen omfatter sement, minst ett mineralsk fyllmateriale, vann og en bestemt mengde av minst én polymer med hydrofile (Hy) og hydrofobe (Hb) enheter i vandig løsning, hvor de hydrofobe en-hetene (Hb) inneholder Ci- til C3o-alkyl-, aryl-, alkyl-aryl-grupper, idet polymeren har den følgende strukturen: — (Hb) — (Hy) — med en statistisk fordeling, og Hy har den følgende formen
hvor R<5> er H eller CH3l Z<1> er COOH eller CONH2 eller CONHR<1>S03_ eller
CONHR"<1>, hvor R"<1> erCH3;
Hb har den følgende formen
hvor R'<5> er H eller CH3 og Z<2> er COOR<7>, C6H4S03H, COOR'1, CONR1R'1
eller CONR<1>R<7>, hvor R7 er et ikke-ionisk overflateaktivt middel som består av en alkyl-polyoksyetylenkjede, R<1> er H eller et d-CM-alkyl-, aryl- eller alkyl-aryl-radikal, og R'1 er et Ci-C3o-alkyl-, aryl- eller a Iky l-a ryl-rad i kal.
I henhold til en variant kan polymeren ha en molekylmasse mellom 10<4> og 10<7> dalton og en andel av hydrofobe enheter Hb mellom 0,5 og 60%.
Polymeren i henhold til oppfinnelsen kan velges fra gruppen som består av: HMPAM, hvor R<5> er H og Z<1> er CONH2, R'5 = CH3, Z<2> er COOR'1 med
R'1 <=> C9H19,
S1, S2, hvor R<5> er H og Z<1> er CONH2, R'<5> = H og Z<2> er C6H4S03H,
Hb1 hvor R<5> er H, Z<1> er COOH, R'<5> er H og Z<2> er COOR'<1> hvor R'1 er C4.
Mineralfyllstoffet kan bestå av silika hvor komstørrelsen er mellom 5 og 200 um og mikrosilika hvor komstørrelsen er mellom 0,1 og 20 um.
Polymer S1 eller S2 kan kombineres med polymer HMPAM.
I henhold til oppfinnelsen kan oppslemmingen omfatte, som sådan eller i blanding, minst én av polymerene fra gruppen beskrevet ovenfor.
Polymeren kan være en Hb 1-polymer i en konsentrasjon mellom 0,5 og 5 vekt%.
Oppfinnelsen angår også et additiv for sementoppslemming, kjennetegnet ved at det i hovedsak omfatter en polymer med hydrofile (Hy) og hydrofobe (Hb) enheter i vandig løsning, som beskrevet i det foregående.
Polymerene anvendt i foreliggende oppfinnelse har minst en høyere filtre-ringreguleringseffekt i forhold til de kjente akryliske syntetiske polymerene. I forhold til de andre polymerene som konvensjonelt anvendes, har polymerene i henhold til oppfinnelsen en god kapasitet for regulering av filtreringen av sementoppslemminger, selv ved høye temperaturer.
Søker har brakt frem i lyset at polymeren definert ovenfor har gode kvali-teter for regulering av filtrering av en sementoppslemming, som er et fluid hvis flytende fase er vandig. Oppslemmingen som sirkulerer i en brønn eller herder i brønnen ved sirkulering kan omfatte viskositetsøkende midler basert på reaktive leirer og/eller polymerer av spesifikk natur for særlig å oppfylle funksjonen som et viskositetsøkende middel. For visse anvendelser kan oppslemmingen omfatte andre mineralske fyllstoffer, for eksempel silika, silikarøk, baritt, etc, for å modifisere de reologiske og fysikalske karakteristikkene for oppslemmingen. De således valgte additivene kan anvendes innenfor et vidt område av E/C innhold som defi-nerer mengden av vann i forhold til det hydrauliske bindemidlet.
Polymeren i henhold til foreliggende oppfinnelse viser overraskende en bedre høytemperaturstyrke enn polymerene som vanligvis anvendes for dette for-målet. Dette gir et langt bredere anvendelsesområde for polymeren ifølge foreliggende oppfinnelse.
En oppslemming er et fluid som avsettes i en brønn for å herde i en pro-duksjonslønn. Når den er avsatt eller herdet er denne oppslemmingen i en lengre eller kortere tid i kontakt med den produktive eller potensielt produktive geologiske formasjonen.
-r
De fysikalske og/eller kjemiske karakteristikkene for disse oppslemmingene kontrolleres og justeres i henhold til naturen av den geologiske formasjonen og de forekommende utstrømninger til betingelsene ved bunnen av hullet og til de forskjellige roller som kan oppfylles av slike fluider, for eksempel tetting, trykk-kontroll, etc. Videre må disse fluidene så langt som mulig ikke modifisere produktiviteten for det produktive geologiske laget, dvs. ikke irreversibelt redusere permeabiliteten av den produktive formasjonen. I ethvert tilfelle er filtreringsregulering en svært viktig parameter. Reologiregulering er også svært viktig fordi trykket i formasjonen når oppslemmingen herder i den må forbli lavere enn fraktuereirngstrykket for formasjonen.
Derivatene anvendt i henhold til en variant av foreliggende oppfinnelse har en god filtrerings-reguleringskapasitet, i kombinasjon eller ikke med visse viskosi-tetsøkende polymerer, desto bedre ettersom temperatur øker. Dette er generelt ikke tilfelle med polymerderivatene som konvensjonelt anvendes som filtratreduseringsmidler i oppslemmingsformuleringer, og som brytes ned og taper virknin-gen med temperaturen.
De følgende eksemplene vil vise karakteristikkene for forskjellige derivater under forskjellige anvendelsesbetingelser og i henhold til konvensjonelle testpro-sedyrer. De forskjellige sementoppslemmingene og deres forskjellige formuleringer er beskrevet i "Well Cementing Developments in Petroleum Science", 28, red. E.B. Nelson, Elsevier 1990. Filtratereduksjonsmidlene som konvensjonelt anvendes i sementoppslemminger er HEC (hydroksyetylcellulose) eller sulfonerte akrylamidderivater. Sistnevnte markedsføres under merkenavnet Halad av Halliburton company (USA) og er beskrevet i patentene US-4,557,763 eller US-4,703,801. Oppslemmingskarakteriseringstestene ble gjennomført i henhold til gjeldende API (American Petroleum Institute) -standarder: API SPEC 10-88, section 5 - Slurry preparation, section 9 - Consistometer measurements, Appendix F - Filtration. Fil-tratene er angitt i milliliter (ml), herdetidene i timer.
De forskjellige eksemplene på polymerer i henhold til oppfinnelsen og som ble anvendt i de følgende testene er hydrofobt modifiserte akrylamidderivater (HMPAM), akrylamid/styrensulfonat-kopolymerer, forgrenet eller ikke, betegnet som S1 og S2, en akrylat/butylakrylat-kopolymer, betegnet Hb1.
Beskrivelse av produktene
HMPAM : Akrylamid(Hy)/nonylmetakrylat(Hb)-kopolymer, i henhold til beskrivelsen ovenfor, med R<5>= H, Z<1> er CONH2, R'<5>= CH3, Z<2> er COOR'<1 >med R'<1> = C9H19; den kan ha en molekylmasse på ca. 8106 dalton og en
hydropfob (Hb) andel mellom 0,5 og 1,5% ;
S1, S2 Akrylamid(Hy)/styrensulfonat(Hb)-kopolymerer, forgrenet eller ikke, i henhold til beskrivelsen ovenfor, hvor R<5> er H, Z<1> er CONH2lR<45> = H, Z<2> er C6H4SO3H, med et molforhold på ca. 50/50 og en molar masse mellom 500 000 og 5-10<6> dalton. S1 er ikke forgrenet, S2 er forgrenet. Det an-vendte forgreningsmidlet er NN-metylen-bis-akrylamid MBA ;
Hb1 : Akrylat(Hy)/butylakrylat(Hb)-kopolymer, hvor R<5> er H, Z<1> er COOH,
R'5 er H og Z<2> er COOR'<1> hvor R'<1> er C4, omfattende ca. 80% akrylatenhe-ter, og med molekylmasse mellom 10<4> og 5-10<4> dalton.
Andre trekk og fordeler med foreliggende oppfinnelse vil klargjøres ved lesing av beskrivelsen og eksemplene som følger, med referanse til de vedlagte tegningene hvor
figurer 1 til 4 viser reologi variasjonen (spenning (P) i forhold til skjærkraft (Sh)) i forhold til temperaturen av sementoppslemminger i henhold til oppfinnelsen.
Serie 1
Forskjellige oppslemmingsformuleringer ble testet, med eller uten tilsetning av retarderende additiver. Formuleringen er generelt basert på sement av type klasse G, til hvilken det tilsettes silika S8 er tilsettes, og blandes med 41,3% vann i henhold til API-prosedyren. Polymeren(e) anvendt som filtratreduseringsmidler hydratiseres på forhånd i 16 timer, settes så til oppslemmingen slik at det oppnås en gitt konsentrasjon x i %. Blandingen homogeniseres med en blander i 15 sek. ved lav hastighet, og så i 35 sek. ved høy hastighet Et retarderingsmiddel settes til oppslemmingen i en konsentrasjon mellom 0,2 og 1%, etter måling av herdings-tiden ved forskjellige temperaturer for å justere denne tiden til temperaturtestene. Oppvarming av oppslemming for filtrering gjennomføres ved hjelp av et Halliburton-consistometer i 20 min.
Formuleringene i henhold til oppfinnelsen ble sammenlignet med konvensjonelle formuleringer som inneholder filtratreduseringsmidler kjent i handelen, så som HEC (hydroksyetylcellulose), som for tiden kan betraktes som et av de beste produkter som er tilgjengelig, Halad 344, et polyakrylamidderivat markedsført av Halliburton company (USA).
Pumpbarhetstiden er definert som den tid som er nødvendig for herding av sementoppslemmingen i brønnen, med en minimumstid på 2 timer før den ikke lenger kan sirkuleres.
NB : Den egnede kombinasjonen av polymerer av type HMPAM og av S1 eller S2 gir utmerkede resultater når det gjelder filtratregulering og reologi for en høy temperatur, opptil 120°C. Oppslemmingen formulert på denne måten har et høyere viskositetsnivå (figur 2).
Det er blitt undersøkt at de reologiske egenskapene også kan justeres til brønnbetingelsene ved å optimalisere konsentrasjonen av det dispergerende additivet av type CFR-3.
Serie 2
For denne andre serien i henhold til eksempler på oppslemminger med lave vanninnhold ble de forskjellige mineralske fyllstoffene tørrblandet; additivene ble fremstilt i vandig løsning og blandingen av disse to ble homogenisert i en blander i noen minutter ved lav hastighet, og så i 35 sekunder ved høy hastighet.
Det som fremkommer fra disse testene er at, i henhold til anvendelsesbe-tingelsene, særlig med en temperatur som kan nå 120°C, det er mulig å optimalisere sementformuleringen ved særlig å velge en polymer i henhold til oppfinnelsen med en egnet molekylmasse og hydrofob kjedelengde.
Claims (7)
1. Sementoppslemming som er ment å herde i et borel
geologisk formasjon som har en bestemt permeabilitet, omfattende sement, minst ett mineralsk fyltmateriale, vann og en bestemt mengde av minst én polymer med hydrofile (Hy) og hydrofobe {Hb) enheter i vandig løsning, hvor de hydrofobe en-hetene (Hb) inneholder Cr til Qjo-alkyl-, aryl-, alkyl-aryl-grupper, idet polymeren har strukturen — (Hb) — (Hy) — med en statistisk fordeling, med Hy med følgende form:
hvor R<5> er H eller CH3, Z<1> er COOH eller CONH2 eller CONHtfSCV eller CONHR"<1>, hvor R"<1> erCH3; og hvor polymeren er karakterisert ved at Hb har følgende form:
hvor R'<5> er H eller CH3 og Z<2> er COOR<7>, Ce^SOgH, COOR'<1>, CONR<1>R'1 eller CON R1 R7, hvor R<7> er et ikke-ionisk overflateaktivt middel som består av en alkyl-polyoksyetylenkjede, R<1> er H eller et Ci-C3o-alkyh aryl- eller alkyl-aryl-radikal, og R'<1> er et Ci-C30-alkyl-, aryl- eller alkyl-aryl-radikal.
2. Oppslemming i henhold til krav 1, karakterisert ved at polymeren har en molekylmasse mellom 10<4> og 10<7 >dalton og en andel av hydrofobe enheter Hb mellom 0,5 og 60%.
3. Oppslemming i henhold til hvilke som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at den omfatter minst én av polymerene valgt fra gruppen som består av
HMPAM, hvor R<5> er H og Z<1> er CONH2, R'<5>= CH3, Z<2> er COOR'1 med R'1 = CgHi<g>,
S1, S2, hvor R<5> er H og Z<1> er CONH2l R'5 = H og Z<2> er C6H4S03H,
Hb1 hvor R<5> er H, Z<1> er COOH, R'<5> er H og Z<2> er COOR'<1> hvor R'1 er C4.
4. Oppslemming i henhold til hvilke som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at mineralfyllstoffet består av silika hvor komstørrelsen er mellom 5 og 200 pm og mikrosilika hvor komstørrelsen er mellom 0,1 og 20 pm.
5. Oppslemming i henhold til krav 3,
karakterisert ved at polymeren S1 eller S2 er kombinert med polymer HMPAM.
6. Oppslemming i henhold til krav 3,
karakterisert ved at polymeren er Hb1 i en konsentrasjon mellom 0,5 og 5 vekt%.
7. Additiv for sementoppslemming, omfattende i hovedsak en polymer med hydrofile (Hy) og hydrofobe (Hb) enheter i vandig løsning, hvor de hydrofobe en-hetene (Hb) inneholder Ci- til C3o-alkyl-, aryl-, alkyl-aryl-grupper, hvor Hy har følgende form:
hvor R<5> er H eller CH3, Z<1> er COOH eller CONH2 eller CONHR<1>S03" eller CONHR"<1>, hvor R"<1> er CH3; hvor polymeren er
karakterisert ved at Hb har følgende form:
hvor R'5 er H eller CH3 og Z<2> er COOR<7>, C6H4SO3H, COOR'<1>, CONR<1>R'<1 >eller CONR1R7, hvor R<7> er et ikke-ionisk overflateaktivt middel som består av en alkyl-polyoksyetylenkjede, R<1> er H eller et CrC3o-alkyl-, aryl- eller alkyl-aryl-radikal, og R'<1> er et Ci-CM-alkyl-, aryl- eller alkyl-aryl-radikal.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0001687A FR2804953B1 (fr) | 2000-02-10 | 2000-02-10 | Laitiers de ciment comportant des polymeres hydrophobes |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20010644D0 NO20010644D0 (no) | 2001-02-07 |
NO20010644L NO20010644L (no) | 2001-08-13 |
NO319120B1 true NO319120B1 (no) | 2005-06-20 |
Family
ID=8846879
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20010644A NO319120B1 (no) | 2000-02-10 | 2001-02-07 | Sementoppslemminger omfattende hydrofobe polymerer |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6710107B2 (no) |
FR (1) | FR2804953B1 (no) |
GB (1) | GB2359075B (no) |
IT (1) | ITMI20010250A1 (no) |
NO (1) | NO319120B1 (no) |
Families Citing this family (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7091159B2 (en) * | 2002-09-06 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays |
US7741251B2 (en) * | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
US6591910B1 (en) * | 2003-01-29 | 2003-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for cementing subterranean zones |
US7220708B2 (en) * | 2003-02-27 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
US6889768B2 (en) * | 2003-03-11 | 2005-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing composition |
US7182136B2 (en) * | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8251141B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US20040229756A1 (en) * | 2003-05-16 | 2004-11-18 | Eoff Larry S. | Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation |
US8278250B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US7759292B2 (en) * | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
US8091638B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US8631869B2 (en) * | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
IL157437A0 (en) * | 2003-07-14 | 2004-03-28 | Superseal Ltd Superseal Ltd | Hydrophobic aggregate and applications thereof |
US7563750B2 (en) * | 2004-01-24 | 2009-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations |
US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
US7159656B2 (en) * | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US7207387B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores |
US7114568B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid |
US7216707B2 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions |
FR2875801B1 (fr) * | 2004-09-29 | 2007-06-08 | Inst Francais Du Petrole | Coulis de ciment-mousse |
FR2875802B1 (fr) * | 2004-09-29 | 2006-12-29 | Inst Francais Du Petrole | Materiau de cimentation d'un puits |
US20080110624A1 (en) * | 2005-07-15 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells |
US7493957B2 (en) * | 2005-07-15 | 2009-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and sand production in subterranean wells |
US7441598B2 (en) * | 2005-11-22 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US7678743B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7687438B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678742B2 (en) * | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US7552771B2 (en) * | 2007-11-14 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment |
US20090253594A1 (en) * | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
US8420576B2 (en) * | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
US11434409B2 (en) * | 2019-10-08 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Water shutoff using acid soluble cement with polymer gels |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2868753A (en) * | 1956-07-03 | 1959-01-13 | American Cyanamid Co | Hydraulic cement compositions containing acrylamide-acrylic acid copolymers and method of making same |
US3937633A (en) * | 1972-11-06 | 1976-02-10 | Hercules, Incorporated | Use of radiation-induced polymers in cement slurries |
NL7708006A (nl) * | 1976-08-02 | 1978-02-06 | Goodrich Co B F | Werkwijze voor de bereiding van nieuwe oplos- bare polymere oppervlakaktieve middelen. |
GB1538102A (en) * | 1976-09-15 | 1979-01-10 | Ici Ltd | Calcium sulphate hemihydrate plaster |
DE2830528B2 (de) * | 1978-07-12 | 1981-04-23 | Chemische Fabrik Stockhausen & Cie, 4150 Krefeld | Verwendung von wasserlöslichen anionischen Polymerisaten als Additive für Tiefbohrzementschlämme |
IE53385B1 (en) * | 1981-07-07 | 1988-10-26 | Marley Tile Ag | Polymer-modified cement mortars and concretes and processes for the production thereof |
JPS6033242A (ja) * | 1983-08-01 | 1985-02-20 | 出光石油化学株式会社 | セメント添加剤 |
US4555269A (en) * | 1984-03-23 | 1985-11-26 | Halliburton Company | Hydrolytically stable polymers for use in oil field cementing methods and compositions |
US4500357A (en) * | 1984-04-03 | 1985-02-19 | Halliburton Company | Oil field cementing methods and compositions |
US4711725A (en) * | 1985-06-26 | 1987-12-08 | Rohm And Haas Co. | Method of stabilizing aqueous systems |
JPS63162563A (ja) * | 1986-12-25 | 1988-07-06 | 大日本インキ化学工業株式会社 | セメント分散剤 |
JP3041626B2 (ja) * | 1990-03-05 | 2000-05-15 | ライオン株式会社 | セメントモルタル及び/又はコンクリート用配合剤 |
JP2774445B2 (ja) * | 1993-12-14 | 1998-07-09 | 花王株式会社 | コンクリート混和剤 |
FR2719600B1 (fr) * | 1994-05-04 | 1996-06-14 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et fluide utilisés dans un puits - Application au forage. |
FR2719601B1 (fr) * | 1994-05-04 | 1996-06-28 | Inst Francais Du Petrole | Procédé et fluide à base d'eau pour contrôler la dispersion de solides. Application au forage. |
FR2749007B1 (fr) * | 1996-05-24 | 1998-08-14 | Rhone Poulenc Chimie | Nouvelle composition de ciment phosphomagnesien comprenant un polymere sous forme de particules |
DE19752093C2 (de) * | 1997-11-25 | 2000-10-26 | Clariant Gmbh | Wasserlösliche Copolymere auf Acrylamid-Basis und ihre Verwendung als Zementationshilfsmittel |
DE19806482A1 (de) * | 1998-02-17 | 1999-08-19 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Wasserlösliche oder wasserquellbare sulfogruppenhaltige Copolymere, Verfahren zu deren Herstellung und ihre Verwendung |
DE69929157T2 (de) * | 1998-11-04 | 2006-08-03 | Rohm And Haas Co. | Verwendung von Polymeren für Bauzwecke |
US6124383A (en) * | 1998-12-23 | 2000-09-26 | Phillips Petroleum Company | Cement composition and process therewith |
US6492450B1 (en) * | 1999-03-05 | 2002-12-10 | Rohm And Haas Company | Use of polymers in gypsum wallboard |
-
2000
- 2000-02-10 FR FR0001687A patent/FR2804953B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-02-07 NO NO20010644A patent/NO319120B1/no not_active IP Right Cessation
- 2001-02-08 IT IT2001MI000250A patent/ITMI20010250A1/it unknown
- 2001-02-08 GB GB0103128A patent/GB2359075B/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-02-09 US US09/779,857 patent/US6710107B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
FR2804953B1 (fr) | 2002-07-26 |
GB0103128D0 (en) | 2001-03-28 |
ITMI20010250A1 (it) | 2002-08-08 |
FR2804953A1 (fr) | 2001-08-17 |
US6710107B2 (en) | 2004-03-23 |
NO20010644L (no) | 2001-08-13 |
US20010020057A1 (en) | 2001-09-06 |
GB2359075B (en) | 2004-04-07 |
NO20010644D0 (no) | 2001-02-07 |
GB2359075A (en) | 2001-08-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO319120B1 (no) | Sementoppslemminger omfattende hydrofobe polymerer | |
US5389706A (en) | Well cement compositions having improved properties and methods | |
EP1338756B1 (en) | Fluid loss control additives for wellcements | |
US7438758B2 (en) | Cement compositions comprising aromatic sulfonated polymers and methods of using the same | |
US4340525A (en) | Additive for deep-well cement slurries | |
US6209646B1 (en) | Controlling the release of chemical additives in well treating fluids | |
US4674574A (en) | Fluid loss agents for oil well cementing composition | |
US7087556B2 (en) | Compositions for treating subterranean zones penetrated by well bores | |
US9611419B1 (en) | Well cementing | |
NO20180388A1 (en) | High density, high strength, acid soluble pseudo-crosslinked, lost circulation preventative material | |
US8962710B2 (en) | Fluid loss control agents and compositions for cementing oil and gas wells comprising said fluid loss control agent | |
WO2011158001A1 (en) | A water-based fluid loss additive containing an amphiphilic dispersant for use in a well | |
US20070284105A1 (en) | Polyvinyl alcohol fluid loss additive with improved rheological properties | |
CN101631842A (zh) | 包含接枝的腐殖酸失液量控制添加剂的水泥组合物及其使用方法 | |
WO2005121499A1 (en) | Methods, cement compositions and suspending agents therefor | |
MX2014005011A (es) | Particulas hinchables, retrasadas para la prevencion de migracion de fluido a traves de revestimientos de cemento dañados. | |
US5484478A (en) | High temperature set retarded cement compositions and methods | |
EP0315243A1 (en) | Oil-well cement slurries with good fluid-loss control | |
CA2379430A1 (en) | Low density well cement compositions | |
CN110951470A (zh) | 一种固井用防渗封堵外掺料及防渗封堵水泥浆 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |