NO335986B1 - Additiv for brønnsement for å begrense tap av fluid - Google Patents
Additiv for brønnsement for å begrense tap av fluidInfo
- Publication number
- NO335986B1 NO335986B1 NO20030598A NO20030598A NO335986B1 NO 335986 B1 NO335986 B1 NO 335986B1 NO 20030598 A NO20030598 A NO 20030598A NO 20030598 A NO20030598 A NO 20030598A NO 335986 B1 NO335986 B1 NO 335986B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cement
- polymer
- monomer
- weight
- mixture
- Prior art date
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims description 119
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims description 43
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims description 33
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 88
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 80
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 68
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 45
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 claims description 20
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 19
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical group OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 19
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 15
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 15
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 claims description 11
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 9
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N acrylic acid methyl ester Natural products COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- -1 alkyl methyl acrylate Chemical compound 0.000 claims description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 3
- STMDPCBYJCIZOD-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-dinitroanilino)-4-methylpentanoic acid Chemical compound CC(C)CC(C(O)=O)NC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1[N+]([O-])=O STMDPCBYJCIZOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims description 2
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 24
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 16
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 7
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 5
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 4
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 3
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 3
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 3
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 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
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 2
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 2
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 2
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 2
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 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 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101000703964 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) 40S ribosomal protein S1-B Proteins 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O ammonium group Chemical group [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005518 carboxamido group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000306 component Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002826 magnetic-activated cell sorting Methods 0.000 description 1
- 239000002075 main ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- PNLUGRYDUHRLOF-UHFFFAOYSA-N n-ethenyl-n-methylacetamide Chemical compound C=CN(C)C(C)=O PNLUGRYDUHRLOF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000000710 polymer precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- C04B24/161—Macromolecular compounds comprising sulfonate or sulfate groups
- C04B24/163—Macromolecular compounds comprising sulfonate or sulfate groups obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- 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
- C04B2103/00—Function or property of ingredients for mortars, concrete or artificial stone
- C04B2103/44—Thickening, gelling or viscosity increasing agents
-
- 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
-
- 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
- C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
- C04B2111/76—Use at unusual temperatures, e.g. sub-zero
- C04B2111/763—High temperatures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår underjordisk sementering og mer spesielt viskositetsøkende og væsketapsreduserende additiver for bruk i brønnsementer som utsettes for temperaturer opp til 260
°C (500 °F), brønnsementblandinger inneholdende slike additiver og en fremgangsmåte for å bruke slike blandinger.
Hydrauliske sementblandinger er vanlige å benytte ved underjordiske brønnkomplettering og - overhaling. Foreksempel benyttes hydrauliske sementblandinger ved primære sementeringsoperasjoner hvor rørelementer så som foringsrør og "liners" sementeres fast i borebrønner. Ved primær sementering pumpes en hydraulisk sement inn i ringrommet mellom veggene av borebrønnen og den ytre flate av et rørelement plassert i denne. Sementblandingen gis anledning til å stivne i ringrommet og danner derved et ringformet sjikt av hard, hovedsakelig impermeabel sement i dette, som støtter og posisjonerer rørelementet i borebrønnen og binder seg til den ytre flate av rørelementet og til veggen av borebrønnen. Hydrauliske sementblandinger benyttes også ved sementering som har karakter av vedlikehold (overhaling), så som tetting av høypermeable soner eller sprekker i borebrønner, tetting av sprekker eller hull i rørelementer etc.
Viskositetsøkende tilsetningsmidler til sementblandinger benyttes ofte i blandinger av brønnsement for å hindre utfelling av faststoffer i sementblandinger etter at de er plassert i den underjordiske sone som skal sementeres. Mens slike viskositetsøkende tilsetningsmidler til sementblandinger er blitt benyttet med suksess ved underjordiske temperaturer opp til omtrent 176 "C (350 °F), har de hittil benyttede viskositetsøkende tilsetningsmidler til sementblandinger ikke vært i stand til å hindre termisk fortynnelse ved høyere temperaturer, hvilket har ført til utfelling av faststoffer i sementblandingene. Utfelling av faststoffer i sementblandingen fører til svak sementering og svikt i sementens evne til å isolere en sone.
Væsketapsreduserende midler benyttes også i brønnsementblandinger for å hindre at væske mistes fra sementblandingen til permeable formasjoner eller soner som sementblandingen pumpes inn i.
Ved primær sementering fører tap av væske, det vil si vann, til permeable underjordiske formasjoner eller soner til en for tidlig gelering av sementblandingen, hvorved det oppstår brodannelse i det ringformede rom mellom den permeable formasjon eller sone og rørelementet som sementeres i brønnen som hindrer sementblandingen fra å fylle hele lengden av ringrommet.
Fra US patent nr. 4 587 283 er det kjent en sementslurry omfattende vann, sement og en kopolymer
av to eller tre komponenter a, b og eventuelt c, hvor komponent a er til stede i en mengde i området
fra 10 til 80 vekt% og utgjøres av grupper med formel valgt blant HC-Rl-CH-S03-Me og HC-R1-CH-CONH-R2-Me hvor RI er hydrogen eller metyl, R2 er C2-Ci0alkylen og Me er ammonium, litium, natrium eller kalium, komponent b er til stede i en mengde i området fra 10-60 vekt-% og utgjøres av grupper med formel H2C-CH-NR4-CO-R3 hvor R3 er hydrogen, metyl eller etyl og R4 er metyl eller etyl, samt hvor komponent c er til stede i en mengde i området fra 0-75 vekt-% og utgjøres av grupper med formel HC-R6-CH-R7 hvor R6 er hydrogen eller metyl og R7 er karboksamido, karboksyl, cyan eller karbometoksy.
Det er således et behov for forbedrede viskositetsøkende tilsetningsmidler til sementblandinger som kan benyttes i sementer ved temperaturer opp til 260 °C (500 °F) og som også gir reduksjon i tap av væske fra sementer ved samme temperaturer, forbedrede brønnsementblandinger inneholdende slike tilsetningsmidler og fremgangsmåte ved bruk av sementblandingene.
Foreliggende oppfinnelse
I henhold til ett aspekt angår foreliggende oppfinnelse et viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel som angitt i patentkrav 1.
I henhold til et annet aspekt angår foreliggende oppfinnelse en brønnsementblanding i samsvar med patentkrav 10.
I henhold til nok et aspekt angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte som angitt i patentkrav 16.
Foretrukne utførelsesformer fremgår av de uselvstendige patentkravene.
Det viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel kan tilsettes i form av et partikulært faststoff direkte til den hydrauliske sement eller til blandevann som benyttes, eller det kan kombineres med vann slik at det danner en stabil vandig løsning som enkelt kan tilsettes sementblandingens blandevann.
Det viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel ifølge oppfinnelsen består i hovedsak av en blanding av en polymer og en homopolymer. Polymeren er kjennetegnet ved at den er dannet ved å polymerisere (1) i det minste en monomer som er kalsiumtolerant, anionisk og dispergerer basiske sementslurryer valgt blant 2-akrylamido-2-metylpropan-sulfonsyre og dens salter, vinylsulfonat, allylsulfonat eller 3-allyloksy-2-hydroksy-l-propansulfonsyre og dens salter, (2) i det minste en monomer som er i stand til å hydrolyseres i basiske sementslurryer for å danne anioniske karboksylatgrupper som binder seg til kalsium, øker viskositeten på slurryene og hindrer utfelling i slurryene, valgt blant akrylonitril, akrylamid, N,N-dialkylakrylamid hvor alkylgruppen er valgt fra Citil C6 alkylgrupper, N-vinylpyrrolidon, 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og dens salter eller akrylater så som metylmetakrylat og metylakrylat, samt (3) i det minste en monomer som danner ikke-ioniske pendante grupper på polymeren ved hydrolyse i basiske sementslurryer, for å hindre polymerutfelling, valgt blant N-alkyl-N-vinylalkanamider så som N-metyl-N-vinylacetamid, allylglycidyleter eller vinylacetat. Molekylvekten av polymeren er fortrinnsvis i området fra omtrent 300 000 til omtrent 1,5 millioner, fortrinnsvis omtrent 500 000.
Forholdet mellom monomerene i polymeren velges slik at når den er til stede i sementslurryer, øker ikke polymeren viskositeten i slurryene mye under normale betingelser, men ved hydrolysereaksjoner som settes i gang i sementblandingen når den injiseres, vil polymeren ved temperaturene nede brønnen kontinuerlig danne tilstrekkelig karboksylatgrupper til å reagere med kalsiumioner som er til stede i slurryene og danne kryssbindinger, og således øke viskositeten av slurryene og motvirke den termiske fortynningen av de samme slurryer. Jo høyere temperaturen er nede i borebrønnen, jo større er den termiske fortynning av sementslurryene og jo større vil hastigheten være for viskositetsøkningen som følge av karboksylatdannende hydrolysereaksjoner.
Polymeren tilveiebringer også væsketapsreduserende egenskaper i tillegg til de viskositetsøkende egenskaper, som følge av dens adsorpsjon på sementkorn. Når de væsketapsreduserende slurryer inneholdende polymeren ikke er tilstrekkelig, kan ytterligere væsketapsreduserende polymerer tilsettes.
Det foretrukne monomer-forhold i polymeren avhenger av hvordan polymeren påvirker viskositetene av sementslurryene under normale betingelser så vel som nede i borebrønnen. Høye viskositeter
under normale betingelser fører til for høye pumpetrykk under injisering av slurryene. På den annen side fører overdreven dispersjon av sementslurryer ved omgivelsestemperatur til utfelling av partikler allerede før slurryene er plassert nede i brønnen. Det foretrukne forhold av dispergerende monomer eller monomer fra gruppe 1 nevnt ovenfor, kan variere fra 30 til 60 vekt-% av vekten av polymeren,
den anioniske karboksylatdannende monomer eller monomer(er) fra gruppe 2 ovenfor kan variere fra 20 til 60 vekt-% av vekten av polymeren, og monomeren eller monomerene fra gruppe 3 ovenfor kan variere fra 0 til 40 vekt-% av vekten av polymeren. Mest foretrukket er monomeren(e) av gruppe 1 i området 40-50 vekt-% av vekten av polymeren, monomeren(e) av gruppe 2 er til stede i en relativ
mengde på 30-40 vekt-%, og gruppe 3 monomeren(e) er til stede i en relativ mengde av 10-20 vekt-% av vekten av polymeren.
Det er blitt funnet at forskjellige homopolymere inneholdende karboksylatdannende monomere ved forskjellige temperaturer kan benyttes i kombinasjon med den ovenfor beskrevne polymer. For eksempel har det blitt funnet at polymeren ifølge foreliggende oppfinnelse kan benyttes i en synergetisk blanding med andre homopolymere fremskaffet ved polymerisering av en eller flere av monomerene listet i gruppe 2 ovenfor. Således kan for eksempel den ovenfor beskrevne polymer med fordel benyttes i blanding med polyvinylpyrrolidon eller polyakrylamid for å hindre partikkelutfelling i sementslurryer. Polymeren er generelt til stede i blandingen i en mengde i området fra omtrent 50 til omtrent 95 vekt-% av blandingen, og den eller de homopolymere som benyttes er til stede i en mengde fra omtrent 5 til omtrent 50 vekt-% av blandingen.
Viskositetsøkende og væsketapsreduserende polymerer anvendelige i samsvar med foreliggende
oppfinnelse, er kommersielt tilgjengelige. For eksempel er polymerer med handelsnavn HOSTAMER V 4707™, HOSTAMER 4706™ og HOSTADRILL 2825™ er kommersielt tilgjengelig fra Clariant Corporation, Charlotte, North Carolina, og inneholder 2-akrylamido2-metylpropansulfonsyre, akrylamid og N-vinyl-N-alkylalkanamid i rettighetsomfattede (proprietære) områder og er beskrevet i US patent nr. 4,587,283, som det refereres til for ytterligere detaljer. En polymer som inneholder 2 monomere i multiple grupper med forskjellig hydrolysehastighet, er tilgjengelig under handelsnavnet HE 149™ fra Drilling Specialities Company i Bartlesville, Oklahoma. HE 149™ polymeren inneholder 2-akrylamido-2metylpropansulfonsyre, N-vinylpyrrolidon og akrylamid i et proprietært forholdstall. En homopolymer av vinylpyrrolidon med molekylvekt i området fra omtrent 900 000 til omtrent 1,5 millioner er kommersielt tilgjengelig under handelsnavnet PVP K-90™ fra ISP Technologies Incorporated, Wayne, New Jersey.
Det viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel ifølge oppfinnelsen kan kombineres i en fast, partikulær form med den hydrauliske sement eller blandevann som benyttes for å danne en brønnsementblanding. Når tilsetningsmiddelet benyttes i offshore brønnsementering, er tilsetningsmidlet fortrinnsvis på flytende form. Det vil si at den faste, partikulære polymer beskrevet ovenfor med minst en homopolymer som beskrevet ovenfor, kan kombineres med vann i en mengde tilstrekkelig til å danne en vandig løsning av tilsetningsmidlet. Vannet som benyttes kan være ferskvann eller saltvann. Polymeren og homopolymerblandingen kan benyttes effektivt i kombinasjon med et separat væsketapsreduserende tilsetningsmiddel så vel som andre tilsetningsmidler for sementblandinger.
Således omfatter et foretrukket viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel ifølge foreliggende oppfinnelse for bruk i brønnsementblandinger som utsettes for temperaturer opp til 260 5C, en blanding av en polymer omfattende i det minste én monomer som er kalsiumtolerant, anionisk og dispergerer basiske sementslurryer, i det minste en monomer som hydrolyseres i basiske sementslurryer for å danne anioniske karboksylatgrupper som binder seg til kalsium og øker viskositeten på slurryene, samt minst en monomer som danner ikke-ioniske pendante grupper på polymeren ved hydrolyse i basiske sementslurryer for å hindre utfelling av polymer, og en homopolymer av en monomer som hydrolyseres i basiske sementslurryer for å danne anioniske karboksylatgrupper som binder seg til kalsium, øker viskositeten av slurryene og hindrer utfelling i slurryene.
Den forbedrede brønnsementblanding ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter i hovedsak en hydraulisk sement, tilstrekkelig vann til å danne en slurry og et viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel ifølge foreliggende oppfinnelse som beskrevet ovenfor.
Mange forskjellige hydrauliske sementer kan benyttes i samsvar med foreliggende oppfinnelse, inkludert slike som omfatter kalsium, aluminium, oksygen og/ eller svovel og som stivner og blir hard ved reaksjon med vann. Slike hydrauliske sementer inkluderer, men er ikke begrenset til Portlansementer, pozzolane sementer, gipssementer, aluminøse sementer, silikasementer og alkaliske sementer. Portlandsementer er generelt foretrukket for bruk i henhold til foreliggende oppfinnelse. Portlandsementer av typene definert og beskrevet i API Specification For Materials And Testing For Well Cements, API Specification 10,5. utgave, datert 1 juli 1990 av det amerikanske petroleuminstituttet (American Petroleum Institute), er spesielt foretrukket. API Portlandsementer inkluderer klassene A, B, C, G og H. API klassene G og H er foretrukket medd klasse G som den mest foretrukne.
Vann som benyttes i sementblandingene ifølge foreliggende oppfinnelse kan være ferskvann, umettede saltløsninger inkludert "brine" og sjøvann, og mettede saltløsninger. Generelt kan vannet være fra en hvilken som helst kilde, såfremt det ikke inneholder et mye av forbindelser som negativt påvirker andre komponenter i sementblandingene. Vannet er til stede i sementblandingene ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde tilstrekkelig til å danne en pumpbar slurry. Mer spesielt er vannet til stede i sementblandingene i en mengde i området fra omtrent 38 til omtrent 70 vekt-% av den hydrauliske sement i blandingen, mer foretrukket i en mengde av omtrent 60 vekt-%.
Det viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel ifølge foreliggende oppfinnelse er til stede i sementblandingene ifølge oppfinnelsen i en mengde fra omtrent 0,2 til omtrent 7 vekt-% av den hydrauliske sement i blandingen, mer foretrukket i en mengde i området fra omtrent 0,5 til omtrent 3 vekt-% og mest foretrukket i en mengde på omtrent 2 vekt-%.
Som nevnt ovenfor opprettholder sementblandingene med de viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel ifølge foreliggende oppfinnelse viskositeter på et nivå tilstrekkelig til å hindre vesentlig utfelling av partikulært faststoff i sementblandinger ved temperaturer helt opp til 260 °C. I tillegg gir tilsetningsmiddelet vasketapsreduksjon, hvilket ofte eliminerer behovet for ett eller flere separate væsketapsreduserende tilsetningsmidler i sementblandingene.
Som det lett forstås av fagfolk innen området kan forskjellige andre tilsetningsmidler til sementblandinger benyttes i sementblandingen ifølge denne oppfinnelse, inkludert men ikke begrenset til ytterligere væsketapsreduserende midler, stivningsretardatorer, stivningsakseleratorer, fyllstoffer, vektøkende materialer og lignende.
En foretrukket brønnsementblanding ifølge foreliggende oppfinnelse for bruk ved temperaturer opp til omtrent 260 °C omfatter en hydraulisk sement, vann i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry og et viskositetsøkende og væsketapsreduserende middel omfattende en blanding av en polymer dannet av i det minste en monomer som er kalsiumtolerant, anionisk og dispergerer basiske sementslurryer, i det minste en monomer som hydrolyseres i basiske sementslurryer under dannelse av anioniske karboksylatgrupper som binder seg til kalsium og øker viskositeten av slurryene og minst en monomer som danner ikke-ioniske pendante grupper på polymeren ved hydrolyse i basiske sementslurryer for å hindre utfelling av polymer og en homopolymer av en monomer som hydrolyseres i basiske sementslurryer under dannelse av anioniske karboksylatgrupper som binder seg til kalsium, øker viskositeten av slurryene og hindrer utfelling i slurryene.
En mer foretrukket brønnsementblanding ifølge foreliggende oppfinnelse for bruk ved temperaturer opp til omtrent 260 C omfatter hydraulisk sement, vann i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry og et viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel med en molekylvekt på omtrent 500 000 omfattende en blanding av en polymer dannet av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylamid og N-alkyl-N-vinylacetamid monomere, idet monomeren 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyren er til stede i en mengde i området fra omtrent 40 til omtrent 50 vekt-% av polymeren, akrylamid-monomeren er til stede i polymeren i en mengde i området fra omtrent 30 til omtrent 40 vekt-% av polymeren og N-alkyl-N-vinyl-acetamidet er til stede i en mengde i området fra omtrent 10 til omtrent 20 vekt-% av polymeren og en homopolymer av akrylamid med en molekylvekt på omtrent 1 million.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for å sementere en underjordisk sone penetrert av en borebrønn, omfatter i hovedsak trinnene å tilveiebringe en sementblanding omfattende en hydraulisk sement, vann i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry og et viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel omfattende en blanding av en terpolymer og en homopolymer som beskrevet ovenfor, plassere sementblandingen i den underjordiske sone som skal sementeres og gi sementblandingen anledning til å stivne til en impermeabel, fast masse i sonen.
En foretrukket fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen for å sementere i en underjordisk sone som penetreres av en borebrønn, omfatter trinnene å (a) tilveiebringe en sementblanding omfattende en hydraulisk sement, vann i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry og et viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel omfattende en blanding av en polymer dannet av i det minste en monomer som er kalsiumtolerant, anionisk og dispergerer basiske sementslurryer, minst en monomer som hydrolyseres i basiske sementslurryer under dannelse av anioniske karboksylatgrupper som binder seg til kalsium og øker viskositeten av slurryene, og i det minste en monomer som danner ikke-ioniske pendante grupper på polymeren etter hydrolyse i basiske sementslurryer for å hindre utfelling av polymer samt en homopolymer av en monomer som hydrolyseres i basiske sementslurryer under dannelse av anioniske karboksylatgrupper som binder seg til kalsium,øker viskositeten av slurryene og hindrer utfelling i slurryene, (b) plassere sementblandingen i den underjordiske sone og (c) gi sementblandingen anledning til å stivne i nevnte sone.
En mer foretrukket fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse ved sementering i en underjordisk sone som penetreres av en borebrønn omfatter trinnene å (a) tilveiebringe en sementblanding omfattende en hydraulisk sement, vann i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry og et viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel med en molekylvekt på omtrent 500 000 omfattende en blanding av en polymer dannet av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylamid og N-alkyl-N-vinyl-acetamid monomere, idet monomeren 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre er til stede i polymeren i en mengde i området fra omtrent 40 til omtrent 50 vekt-% av polymeren, akrylamid-monomeren er til stede i polymeren i en mengde i området fra omtrent 30 til omtrent 40 vekt-% av polymeren og N-alkyl-N-vinyl-acetamidet er til stede i en mengde i området fra omtrent 10 til omtrent 20 vekt-% av polymeren samt en homopolymer av akrylamid med en molekylvekt på omtrent 1 million, (b) plassere sementblandingen i den underjordiske sone og (c) gi sementblandingen anledning til å stivne i nevnt sone.
For å illustrere det viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel, brønnsementblandingen og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ytterligere er det i det følgende gitt et eksempel.
Eksempel
Tester ble utført på brønnsementblandinger inneholdende det høytemperatur viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel ifølge foreliggende oppfinnelse.
Sementslurry nr. 1 inneholdet Portland klasse A sement som hovedingrediens. De andre ingredienser i slurry nr. 1 er vist i tabell I. Sementslurryene nr. 2 til og med 23 inneholdt Portland klasse H sement, silikamel i en mengde av 35 vekt-% av sementen og de andre ingredienser vist i tabellene I og II. De basiske sementslurryene inneholdt også viskositetsøkende og utfellingshindrende polymerer som vist i
tabellene I og II.
Sementslurryene nr. 24 til og med 33 inneholdt Portland klasse H sement, 40 vekt-% silikamel regnet av vekten av sementen og 5 vekt-% røyket silika. De andre tilsetningsmidlene i sementslurryene nr. 24 til og med 33 er listet i tabell III. Sementretardatorene benyttet i testene er kommersielt tilgjengelige fra Halliburton Energy Services fra Duncan, Oklahoma under handelsnavnet FDP 601™ (lignosulfonat retardator), "SCR-100™ (en kopolymer av 2-akrylamid-2-metylpropansulfonsyre og akrylsyre), SCR 500™ (en kopolymer av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og itakonsyre, "HR-15™" (en blanding av lignosulfonat og tartarsyre) og "HR-5™" (natriumsalt og lignosulfonat). Væsketapsreduserende midler som ble benyttet er også kommersielt tilgjengelige som Halliburton produkter, nemlig "Halad 413™" (kaustisert lignitt podet med 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, N,N-dimetylformamid og akrylonitril) og "Halad 344™" (en kopolymer av N,N-dimetylformamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre). Det overgangstidsøkende tilsetningsmiddel "GasStop HT™" (tannin podet med akrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre) er også tilgjengelig fra Halliburton i likhet med det utfellingshindrende tilsetningsmiddel "SA-541™" (kaustisert hydroksypropylguar overflate behandlet med natriumborat).
Slurryene nr. 1 til og med 10 ble testet ved temperaturer i området fra 66 2C til 1212C. Slurryene nr. 11 til og med 23 ble testet ved temperaturer i området fra 149 sc til 204 sc og slurryene nr. 24 til og med 33 ble testet ved en temperatur på 223 9C.
Viskositeten, variasjonen i tetthet, tid for stivning, væsketap og reologitester ble utført ved bruk av følgende prosedyrer. Alle testene ble utført med instrumenter tilgjengelig fra Halliburton Energy Services Inc. under handelsnavnet "MINI-MACS™". "MINI-MACS™" instrumentet er i stand til å måle konsistensen (Bc eller Bearden enheter), viskositeten og statisk gelstyrke av en sementslurry. En trinnmotor med variabel hastighet og presisjon-kraftoverfører ble benyttet for å røre slurryen og måle konsistensen og statisk gelstyrke-verdier. Motorens hastighet ble justert til å rotere et blad inne i slurry-beholderen med 150 rpm for en standard API tykningstest og den initielle betingelse for en statisk gelstyrke-test. I tilstanden for statisk gelstyrke-test roteres bladet med 0,2 grader pr. minutt.
"MINI-MACS™ "instrumentet er klassifisert for bruk ved trykk opp til 1380 bar og temperaturer opp til 260 9C. En oppvarmingsrate på omtrent 5,5 9C/ min. er oppnåelig. Testkammeret er et todelt utstyr som inneholder strømningskanaler mellom innside- og utsidedeler som blir benyttet for kjøling. Dette fører til ekstremt rask kjøling av instrumentet etter at en test er fullført,.selv ved høye temperaturer. API tykningstids-testene gir brukeren informasjon om hvor lenge en slurry vil forbli pumpbar under en sementering.
Instrumentet er et av alternative apparater for brønnsimulering av tykningstids-tester beskrevet i API RP10B, 22 utgave, desember 1997, vedlegg D. Instrumentet roterer bladet inne i en slurrybeholder i stedet for å rotere slurrybeholderen slik tradisjonelle konsistometere gjør. Den statiske gelstyrke-test benyttes for å bestemme gelerings-egenskapene av en slurry når den er i statisk tilstand. Testen startes normalt ved å røre slurryen for å simulere at den blir plassert i en borebrønn, og deretter stanses omrøringen og går i tilstand for statisk gelstyrke. Under denne tiden roteres bladet med 0,2 grader pr. minutt (så nær statisk tilstand som praktisk mulig å oppnå for å få en indikasjon på gelering).
Testene ble gjort i tilstanden av tykningstids-testene. Hvis viskositeten av slurryenfalt til 0 Bc lenge før tykningstiden, ble slurryen antatt å være sårbar for utfelling. Hvis en viskositets-verdi lavere enn i det minste 5-10 Bc ble opprettholdt fra tiden testtemperaturen ble nådd og inntil stivningstiden, ble slurryen ansett ikke å ha problemer med utfelling. Ofte ble det notert at under oppvarmingsperioden, spesielt med gummier som var overflatebehandlet for forsinket hydrering, ble slurryens viskositet brått øket til verdier som ble ansett som for høye for pumping, og falt til nær null i verdi etter noen få minutter ved høy temperatur. For å kunne plassere slurryen med akseptabelt pumpetrykk som ikke overskrider sprekkgradientene i formasjonen, er det ønskelig med slurryer som beholder uniform viskositet gjennom hele forløpet av dens utplassering. I løpet av eksperimentet med "MlNI.MACS ™" ble Av/ På serier programmert inn i instrumentenes programvare. Under Av/ På eksperimenter ble omrøring stoppet og startet igjen etter 5 minutter, og forløpet ble gjentatt. Når røringen startet igjen ble det tatt som en indikasjon på utfelling eller betydelig gelering dersom viskositeten umiddelbart var høyere enn på det tidspunkt den ble stoppet. Hvis den umiddelbare viskositeten var den samme som når røringen ble stoppet, ble det tatt som et godt tegn på at slurryen fortsatt var viskøs og likevel pumpbar.
For valgte slurryer ble tetthet av forskjellige deler av den stivnede sement målt fra "MINI-MACS ™" testene for å estimere graden av utfelling. Væsketapet ble målt enten ved bruk av en høytemperatur dynamisk væsketaps-celle med omrøring for temperaturer over 82 sc, eller ved bruk av prosedyren beskrevet i API Specification 10, 5. utgave datert 1 juli 1990 av det amerikanske petroleumsinstitutt. Reologien av sementslurryene ble målt ved romtemperatur ved bruk av et Fann viskosimeter, modell 35, fremstilt av Fann Instruments, Houston, Texas.
En typisk prosedyre er som følger for slurry nr. 30. En tørr blanding av klasse H sement (600 gram), tannin podet med akrylamid og 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (4,8 gram), en kopolymer av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og itakonsyre (12 gram), tartarsyre (12 gram), silikamel (240 gram), røyket silika (30 gram), polyvinylpyrrolidon (3 gram) og en terpolymer av 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre/ akrylamid/ N-vinyl-N-metylacetamid (3 gram) ble blandet med vann fra kranen (372 gram) i en Waring blander under høy skjærkraft i henhold til API prosedyren. Slurryen ble overført til cellen i "MINI-MACS ™" instrumentet og oppvarmingsforløpet ble innstilt slik at testtemperaturen (223 9C ) ble nådd på 54 minutter. Rørehastigheten var 152 rpm. Sluttrykket ved denne temperaturen var 1030 bar (15 000 psi). Etter at testtemperaturen var nådd, ble slurryens viskositet stabilisert ved 6 Bc. Slurryen ble gitt anledning til å stivne inne i cellen ved testtemperaturen. Innretningen ble avkjølt, sementkolonnene ble fjernet og biter (chunks) av sementen ble fjernet med et bor. Tetthetene av sementbiterfra toppen, midten og bunnen av kolonnen ble målt og ble funnet å være 15,45,15,33 henholdsvis 15,32. Resultatene i tabell II for temperaturområdet 121 - 204 C viser at de testede polymerene hindrer utfelling av partikler slik det vises av bare små tetthetsvariasjoner i den stivnede sement. I temperaturområdet var homopolymeren av vinylpyrrolidon utilstrekkelig når den ble benyttet alene, slik det vises av null-verdien for viskositet under testen. Dette antas å skyldes termisk fortynning ved en mellomliggende temperatur lavere enn testtemperaturen. Når homopolymeren benyttes i kombinasjon med terpolymeren som inneholdt det lett hydrolyserbare akrylamid, forble slurryens viskositet på nivåer ved hvilke utfelling ikke forekommer. Resultatene viser også at bruk av hensiktsmessig mengde av terpolymer i kombinasjon med additiver (tilsetningsmidler) som ikke er spesielt dispergerende, kan utfelling av partikulært materiale effektivt hindres. Resultatene i tabell III viser at den hensiktsmessige kombinasjon av polymere som danner karboksylatgrupper ved hydrolyse over hele temperaturintervallet, vil gi slurryen nødvendig viskositetsøkning for å hindre utfelling av partikler ved testtemperaturen.
Claims (16)
1. Viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel for bruk i brønnsementslurryer som utsettes for temperaturer opp til 260 eC,
karakterisert vedat tilsetningsmidlet omfatter en blanding av en polymer omfattende minst en monomer som er kalsiumtolerant, anionisk og dispergerer basiske sementslurryer, minst en monomer som hydrolyseres i basiske sementslurryer under dannelse av anioniske karboksylatgrupper som binder seg til kalsium ogøker viskositeten av slurryene og minst en monomer som danner ikke-ioniske pendante grupper på polymeren ved hydrolyse i basiske sementslurryer for å hindre utfelling av polymer, samt en homopolymer av en monomer som hydrolyseres i basiske sementslurryer under dannelse av anioniske karboksylatgrupper som binder seg til kalsium,øker viskositeten av slurryene og hindrer utfelling i slurryene.
2. Tilsetningsmiddel som angitt i patentkrav 1,
karakterisert vedat nevnte kalsiumtolerante monomer er valgt blant 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og dens salter, vinylsulfonat, allylsulfonat og 3-allyloksy-2-hydroksy-l-propansulfonsyre og dens salter.
3. Tilsetningsmiddel som angitt i patentkrav 1 eller 2,
karakterisert vedat den monomer som hydrolyseres i basiske sementslurryer, er valgt blant akrylonitril, akrylamid, N,N-dialkylakrylamid hvor alkylgruppen er Ci-C6, N-vinylpyrrolidon, 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre og dens salter, alkylakrylat hvor alkylgruppen er d-C6,og alkylmetylakrylat hvor alkylgruppen er Ci-C6.
4. Tilsetningsmiddel som angitt i patentkrav 1, 2 eller 3,
karakterisert vedat den monomer som danner ikke-ioniske pendante grupper på polymeren er valgt blant N-alkyl-N-vinyl-acetamid hvor alkylgruppen er Ci-C6, allyl-glycidyleter og vinylacetat.
5. Tilsetningsmiddel som angitt i patentkrav 1, 2, 3 eller 4,
karakterisert vedat den kalsiumtolerante monomer er til stede i polymeren i en mengde i området fra 30 til 60 vekt-% av polymeren.
6. Tilsetningsmiddel som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 1 - 5,
karakterisert vedat monomeren som hydrolyseres i basiske sementslurryer er til stede i polymeren i en mengde i området fra 20 til 60 vekt-% av polymeren.
7. Tilsetningsmiddel som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 1 - 6,
karakterisert vedat monomeren som danner ikke-ioniske, pendante grupper på polymeren er til stede i en mengde opp til 40 vekt-% av polymeren.
8. Tilsetningsmiddel som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 1 - 7,
karakterisert vedat polymeren er til stede i nevnte blanding i en mengde i området 50 til 95 vekt-% av blandingen, og homopolymeren er til stede i en mengde fra 5 til 50 vekt-% av blandingen.
9. Tilsetningsmiddel som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 1 - 8,
karakterisert vedat molekylvekten av polymeren er i området 300 000 til omtrent 1,5 millioner og molekylvekten av homopolymeren er fra 900 000 til 1,5 millioner.
10. Brønnsementblanding for bruk ved temperaturer opp til omtrent 260 eC,
karakterisert vedat den omfatter hydraulisk sement, vann i en mengde tilstrekkelig til å danne en slurry og et viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 1 til 9.
11. Brønnsementblanding som angitt i patentkrav 10,
karakterisert vedat den hydrauliske sement er en Portlandsement, pozzolan sement, gipssement, aluminøs sement eller silikasement.
12. Brønnsementblanding som angitt i patentkrav 10,
karakterisert vedat vannet er ferskvann eller en umettet eller mettet saltløsning.
13. Brønnsementblanding som angitt i patentkrav 12,
karakterisert vedat vannet er til stede i blandingen i en mengde i området fra 38 til 70 vekt-% av den hydrauliske sement.
14. Brønnsementblanding som angitt i patentkrav 10,11,12 eller 13,
karakterisert vedat det viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel er til stede i sementblandingen i en mengde i området fra 0,2 til 7 vekt-%, fortrinnsvis omtrent 2 vekt-% av den hydrauliske sement.
15. Brønnsementblanding som angitt i patentkrav 10,
karakterisert vedat det viskositetsøkende og væsketapsreduserende tilsetningsmiddel omfatter en polymer med molekylvekt på omtrent 500 000 omfattende 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre, akrylamid og N-alkyl-N-vinyl-acetamid monomere, idet nevnte 2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre monomer er til stede i polymeren i en mengde i området 40 til 50 vekt-% av polymeren, nevnte akrylamid monomer er til stede i polymeren i en mengde i området 30 til 40 vekt-% av polymeren og nevnte N-alkyl-N-vinyl-acetamid er til stede i en mengde i området 10 til 20 vekt-% av polymeren, samt en homopolymer av akrylamid med en molekylvekt på 1 million.
16. Fremgangsmåte ved sementering i en underjordisk sone som penetreres av en borebrønn,karakterisert vedat framgangsmåten omfatter trinnene å: (a) plassere sementblandingen i den underjordiske sone, og (b) gi sementblandingen anledning til å stivne i sonen, idet sementblandingen er som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 10 til 15.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/071,076 US6770604B2 (en) | 2002-02-08 | 2002-02-08 | High temperature viscosifying and fluid loss controlling additives for well cements, well cement compositions and methods |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20030598D0 NO20030598D0 (no) | 2003-02-06 |
| NO20030598L NO20030598L (no) | 2003-08-11 |
| NO335986B1 true NO335986B1 (no) | 2015-04-13 |
Family
ID=22099092
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20030598A NO335986B1 (no) | 2002-02-08 | 2003-02-06 | Additiv for brønnsement for å begrense tap av fluid |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6770604B2 (no) |
| EP (1) | EP1338756B1 (no) |
| CA (1) | CA2418513A1 (no) |
| DE (1) | DE60300070T2 (no) |
| NO (1) | NO335986B1 (no) |
Families Citing this family (42)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6875729B2 (en) * | 2002-06-04 | 2005-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing composition |
| US6951250B2 (en) | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
| US7351681B2 (en) * | 2004-02-17 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well bore servicing fluids comprising thermally activated viscosification compounds and methods of using the same |
| US6978835B1 (en) | 2004-10-11 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations |
| US7004256B1 (en) | 2004-10-11 | 2006-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set retarder compositions, cement compositions, and associated methods |
| US7284611B2 (en) * | 2004-11-05 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations |
| US7267174B2 (en) * | 2005-01-24 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement |
| US8703659B2 (en) | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
| US20060167133A1 (en) * | 2005-01-24 | 2006-07-27 | Jan Gromsveld | Sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
| US7067000B1 (en) | 2005-02-22 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing using a fluid loss control additive |
| US7399355B2 (en) * | 2005-02-22 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additive and cement compositions comprising same |
| US7943555B2 (en) | 2005-04-19 | 2011-05-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Wellbore treatment kits for forming a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
| US7905287B2 (en) | 2005-04-19 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using a polymeric precipitate to reduce the loss of fluid to a subterranean formation |
| US7833945B2 (en) | 2005-07-15 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
| US8455404B2 (en) * | 2005-07-15 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids with improved shale inhibition and methods of use in subterranean operations |
| EP2041236A1 (en) | 2006-06-26 | 2009-04-01 | Bp Exploration Operating Company Limited | Wellbore fluid |
| US8096359B2 (en) * | 2006-11-17 | 2012-01-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of cementing using polymeric retarder |
| US9187373B2 (en) * | 2006-11-17 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of cementing using polymeric retarder |
| US7947627B2 (en) | 2006-12-14 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control agent with triggerable removal mechanism |
| US7523784B2 (en) | 2007-01-11 | 2009-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations |
| US7576040B2 (en) * | 2007-01-11 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives |
| US7360598B1 (en) | 2007-02-05 | 2008-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc, | Method of using lignite grafted fluid loss control additives in cementing operations |
| US7388045B1 (en) | 2007-02-05 | 2008-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising lignite grafted fluid loss control additives |
| US7784542B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods |
| US9512351B2 (en) | 2007-05-10 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles |
| US7748454B2 (en) * | 2008-04-28 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelation inhibiting retarders for highly reactive calcium silicate based binder compositions and methods of making and using same |
| CN102010702B (zh) * | 2009-09-04 | 2013-06-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种防止二氧化碳腐蚀的油井水泥外加剂及其制备方法和应用 |
| US8668010B2 (en) | 2010-12-06 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a fluid loss agent and methods of making and using same |
| CN103074044B (zh) * | 2011-10-25 | 2015-04-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种防止h2s/co2共同腐蚀的油井水泥外加剂及其制法和应用 |
| US8794051B2 (en) | 2011-11-10 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Combined rheometer/mixer having helical blades and methods of determining rheological properties of fluids |
| US9702799B2 (en) * | 2011-11-10 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Static gel strength testing |
| US9133386B2 (en) | 2012-12-12 | 2015-09-15 | Hallburton Energy Services, Inc. | Viscous settable fluid for lost circulation in subterranean formations |
| US10767098B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-09-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using sized particulates as spacer fluid |
| US10844270B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-11-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations |
| US10822917B2 (en) | 2013-09-17 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of cementing a well using delayed hydratable polymeric viscosifying agents |
| MX2016014455A (es) * | 2014-05-05 | 2017-04-27 | Hercules Llc | Aditivos de perdida de fluido de alta temperatura y alta presion y metodos de uso de los mismos. |
| CN108117861B (zh) * | 2016-11-30 | 2020-09-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗钙盐钻井液降滤失剂及制备方法 |
| US11028309B2 (en) | 2019-02-08 | 2021-06-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid |
| CN111533844B (zh) * | 2020-06-04 | 2022-02-08 | 江苏万邦新材料科技有限公司 | 一种改性混凝土保水剂及其制备方法 |
| CN111718149B (zh) * | 2020-07-28 | 2022-03-04 | 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 | 一种油井水泥低粘度触变剂及其制备方法 |
| CN111978937B (zh) * | 2020-08-14 | 2023-03-14 | 中国石油天然气集团有限公司 | 钻井液用抗温可变形聚合物类降滤失剂及其制备方法 |
| CN114395074B (zh) * | 2022-01-18 | 2023-01-17 | 天津大学 | 一种油井水泥用有机无机杂化降失水剂及制备方法与应用 |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2931897A1 (de) * | 1979-08-06 | 1981-02-26 | Cassella Ag | Wasserloesliches copolymerisat und seine herstellung |
| DE3302168A1 (de) * | 1983-01-24 | 1984-07-26 | Hoechst Ag, 6230 Frankfurt | Zementschlaemme fuer tiefbohrungen mit einem gehalt an copolymerisaten zur verminderung des wasserverlustes |
| US5153240A (en) * | 1987-03-23 | 1992-10-06 | Phillips Petroleum Company | Fluid loss additives for well cementing compositions containing a tetrapolymer |
| US4700780A (en) * | 1987-03-27 | 1987-10-20 | Halliburton Services | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations |
| US4806164A (en) * | 1987-03-27 | 1989-02-21 | Halliburton Company | Method of reducing fluid loss in cement compositions |
| US5025040A (en) * | 1990-06-11 | 1991-06-18 | Basf | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions |
| US5046562A (en) * | 1990-06-11 | 1991-09-10 | Basf Corporation | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions |
| US5116421A (en) * | 1990-12-12 | 1992-05-26 | The Western Company Of North America | High temperature fluid loss additive for cement slurry and method of cementing |
| US5166421A (en) * | 1991-03-18 | 1992-11-24 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Process for the manufacture of adipic acid |
| US5398758A (en) * | 1993-11-02 | 1995-03-21 | Halliburton Company | Utilizing drilling fluid in well cementing operations |
| WO1999016723A1 (en) * | 1997-09-30 | 1999-04-08 | Bj Services Company | Multi-functional additive for use in well cementing |
| DE19909231C2 (de) | 1999-03-03 | 2001-04-19 | Clariant Gmbh | Wasserlösliche Copolymere auf AMPS-Basis und ihre Verwendung als Bohrhilfsmittel |
| US6268406B1 (en) * | 1999-06-09 | 2001-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing methods using compositions containing liquid polymeric additives |
| US6138759A (en) * | 1999-12-16 | 2000-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting fluid compositions and methods |
| US6465587B1 (en) * | 2000-12-08 | 2002-10-15 | Hercules Incorporated | Polymeric fluid loss additives and method of use thereof |
| US6497283B1 (en) * | 2001-11-19 | 2002-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cement additives, compositions and methods |
| US6715552B2 (en) * | 2002-06-20 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cementing methods and compositions |
| US6591910B1 (en) * | 2003-01-29 | 2003-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for cementing subterranean zones |
-
2002
- 2002-02-08 US US10/071,076 patent/US6770604B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-02-05 CA CA002418513A patent/CA2418513A1/en not_active Abandoned
- 2003-02-06 NO NO20030598A patent/NO335986B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-02-07 DE DE60300070T patent/DE60300070T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-02-07 EP EP03250797A patent/EP1338756B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-11-12 US US10/706,129 patent/US20050075249A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20030598D0 (no) | 2003-02-06 |
| NO20030598L (no) | 2003-08-11 |
| CA2418513A1 (en) | 2003-08-08 |
| EP1338756A1 (en) | 2003-08-27 |
| DE60300070D1 (de) | 2004-11-11 |
| DE60300070T2 (de) | 2005-03-17 |
| US20030159625A1 (en) | 2003-08-28 |
| US6770604B2 (en) | 2004-08-03 |
| US20050075249A1 (en) | 2005-04-07 |
| EP1338756B1 (en) | 2004-10-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO335986B1 (no) | Additiv for brønnsement for å begrense tap av fluid | |
| US7438758B2 (en) | Cement compositions comprising aromatic sulfonated polymers and methods of using the same | |
| CA2413694C (en) | Methods and compositions for sealing subterranean zones | |
| EP1175378B1 (en) | Foamed well cement slurries, additives and methods | |
| EP1341734B1 (en) | Foamed well cement slurries | |
| US6457523B1 (en) | Delayed thixotropic cement compositions and methods | |
| EP1213270B1 (en) | Well cement fluid loss control additive | |
| US6227294B1 (en) | Methods of cementing subterranean zones | |
| US7449062B2 (en) | Cement compositions for reducing gas or water migration and methods of using the same | |
| WO2004076808A1 (en) | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry | |
| WO2011158001A1 (en) | A water-based fluid loss additive containing an amphiphilic dispersant for use in a well | |
| NO319120B1 (no) | Sementoppslemminger omfattende hydrofobe polymerer | |
| EP2714833A1 (en) | A drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition | |
| WO2005121499A1 (en) | Methods, cement compositions and suspending agents therefor | |
| US20070101905A1 (en) | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods | |
| NO320309B1 (no) | Anvendelse av et additiv for a retardere storkning av hydraulisk sement, additiv, sementsammensetning og fremgangsmate for a sementere en underjordisk sone | |
| AU2002238721B2 (en) | Lightweight well cement compositions and methods | |
| CA2379430A1 (en) | Low density well cement compositions | |
| WO2023183008A1 (en) | Methods of making and using a thixotropic cement composition | |
| US4381034A (en) | Zero free water cement composition and method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |