Notizen

<h2>Biochemiepreise</h2>
Die Gesellschaft für Biochemie und Molekularbiologie (GBM) vergibt drei Nachwuchspreise: Der Young Investigator Award der Schering Stiftung zeichnet Molekular- und Zellbiologen unter 40 Jahren aus und ist mit 10 000 Euro dotiert. Der mit 2000 Euro dotierte Karl-Lohmann-Preis würdigt die Promotion eines Biochemikers unter 35 Jahren. Den mit 1500 Euro dotierten GBM-Promotionspreis gibt es für Biochemiker und Molekularbiologen. Voraussetzung ist, dass eine Universität die Arbeit zwischen Januar 2010 und Juni 2011 angenommen hat. Vorschläge sind bis zum 15. Juni bei Robert Lill vom Preissekretariat der GBM einzureichen.
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<h2>Achema-Medienpreis</h2>
Die Dechema vergibt im Rahmen der Achema 2012 einen Medienpreis, der mit 10 000 Euro dotiert ist. Er prämiert Autoren, die Themen der chemischen Verfahrenstechnik, Biotechnologie, Chemie oder des technischen Umweltschutzes für Laien verständlich darstellen. Der Beitrag muss zwischen dem 1. Januar 2009 und dem 31. Dezember 2011 erschienen oder gesendet worden sein. Bewerbungsschluss ist der 16. Januar 2012.
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<h2>Obama investiert in Forschung</h2>
Die US-Regierung steigert ihre Ausgaben für Forschung und Entwicklung im Jahr 2012 auf 148 Mrd. US-Dollar, 66,8 Mrd. US-Dollar davon für zivile Zwecke. Das sind 6,5 % mehr als im Jahr 2011 und 1,79 % des Gesamthaushalts. Das Budget der National Science Foundation (NSF) steigt um 13 % auf 7,8 Mrd. US-Dollar. Davon entfallen 258,1 Mio. US-Dollar auf die Chemie, was einem Zuwachs von 10,4 % gegenüber dem Jahr 2011 entspricht. Damit verfolgen die USA weiterhin das Ziel, das Budget der NSF zwischen 2006 und 2017 zu verdoppeln.
Das Bundesministerium für Bildung und Forschung soll 4,61 % des Gesamthaushalts für das Jahr 2012 erhalten. Dies entspricht 14 Mrd. Euro und einer Steigerung von 12 % gegenüber 2011.
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<h2>Institut für Molekulare Biologie</h2>
Auf dem Campus der Universität Mainz hat das Institut für molekulare Biologie seine Arbeit aufgenommen. Forschungsgebiete des neuen Instituts sind: molekulare Entwicklungsbiologie, Epigenetik und DNA-Reperatur. Das Land Rheinland-Pfalz hat den Neubau finanziert, die Boehringer-Ingelheim-Stiftung fördert den wissenschaftlichen Betrieb für zehn Jahre mit 100 Mio. Euro.
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<h2>Studenten unter Druck</h2>
Viele Studenten sind den Anforderungen an ein Studium mit gestuften Bachelor- und Masterabschlüssen nicht gewachsen. Zu diesem Ergebnis kommt der elfte Studierendensurvey der AG Hochschulforschung der Universität Konstanz. Jeder zweite Student macht sich Sorgen, das Studium nicht zu schaffen. Unter den Naturwissenschaftlern halten sogar nur 19 % der Studenten die Semestervorgaben für zeitlich gut erfüllbar. 38 % empfinden den Lernaufwand bei Prüfungen als zu hoch. Die Belastungen entstehen vor allem durch die Stoffmenge und den straffen Prüfungsrhythmus. So finden 44 % der Naturwissenschaftler die Stoffmenge im Semester und 40 % den zeitlichen Druck durch viele Prüfungen zu hoch. Dennoch sind die meisten Studenten mit der Qualität der Lehre und dem Aufbau des Studiums an deutschen Universitäten und Fachhochschulen zufrieden.
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hochschulforschung/


<h2>Bachelorstudiengang Biomedizinische Wissenschaften</h2>
Die Fakultät für angewandte Chemie der Hochschule Reutlingen bietet ab dem Wintersemester 2011/12 den Studiengang “Biomedizinische Wissenschaften” an. Neben Grundlagen in Chemie, Biologie, Medizin, Physik und Mathematik vermittelt er Inhalte über Biomaterialien, deren Charakterisierung und Interaktion mit biologischen Systemen. Bewerbungsschluss ist der 15. Juli.
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<h2>Hochschulperle für ungelöste Fragen</h2>
Das Journal of Unsolved Questions der Universität Mainz hat die Hochschulperle des Monats April erhalten. Der Stifterverband der Deutschen Wissenschaft würdigt so die Idee, erfolglose Forschungsprojekte zu veröffentlichen. [Nachr. Chem. 2011, 59, S. 401]
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Ruben Eckermann

Artikel

Forschung und Bildung

Biochemiepreise Die Gesellschaft für Biochemie und Molekularbiologie (GBM) vergibt drei Nachwuchspreise: Der Young Investigator Award der Schering Stiftung zeichnet Molekular- und Zellbiologen unter 40 Jahren aus und ist mit 10 000 Euro dotiert. Der mit 2000 Euro dotierte Karl-Lohmann-Preis würdi...

Magazin

Prof.Dr.

Bei der Suche nach Öl und Gas durchteufen Explorationsunternehmen mit Bohrmeißeln die unterschiedlichen Gesteinsschichten, bis sie auf die erhofften Lagerstätten treffen. Aus Sicherheitsgründen schreiben die Behörden in allen Ländern vor, in das Bohrloch Rohre einzuzementieren, um einen möglichen Ausbruch von Öl oder Gas zu verhindern. Außerdem isoliert der Zement unterschiedliche Gesteinsschichten, die häufig Lagerstättenfluide, also salzbeladenes Wasser, das sich in den Gesteinsporen befindet, enthalten und verschiedene Drücke aufweisen (zonal isolation).


<h2>Tiefbohrzemente</h2>
Bei der Tiefbohrzementierung werden aufgrund der hohen Anforderungen keine gewöhnlichen Bauzemente, sondern speziell genormte Tiefbohrzemente verwendet. Bezüglich der Phasenzusammensetzung zeichnen sich Tiefbohrzemente durch einen besonders niedrigen Gehalt (unter 2  Massen-%) an Tricalciumaluminat (Ca3Al2O6, C3A) aus. Nur dadurch erreichen sie in Kombination mit verzögernden Zusatzmitteln die erforderlichen Verpumpungszeiten von bis zu acht Stunden, in denen die Zementschlämme flüssig bleiben muss. Tiefbohrzemente sind weltweit nach den Normen des American Petroleum Institute (API) genormt.1
Abbildung 1 zeigt im Anschliff mit folgender Ätzung die Phasenzusammensetzung eines Zementpartikels vom Typ API Class G. Gut erkennbar sind die großen Kristalle (Durchmesser etwa 5 bis 10 µm) von Tri- (Ca3(SiO4)O, C3S) und Dicalciumsilicat ( Ca2SiO4, C2S), den Hauptbestandteilen eines Portlandzements. Die Schmelzmatrix besteht aus xenomorphem Tetracalciumaluminatferrat (Ca4Al2Fe2010, C4AF). Daneben liegen als Verunreinigungen nicht eingebautes CaO (Freikalk) sowie MgO (Periklas) vor.
Die Klinkerphasen, also die vier Hautbestandteile industriell hergestellter Zemente sind nie rein, sondern stets mit bis zu 5 Massen-% Fremdionen dotiert. Typisches Beispiel dafür ist der Einbau von Mg2+ in die Ferratphase (C4AF). Diese Dotierung bewirkt einen Farbumschlag von rostbraun (reines C4AF) nach graugrün. Da die übrigen Zementklinkerphasen C3S, C2S und C3A weiß gefärbt sind, verleiht das Mg-dotierte C4AF dem Zement seine charakteristische graue Farbe.
Portlandzement bindet durch schrittweises und zu verschiedenen Zeitpunkten eintretendes Auflösen der einzelnen Klinkerphasen ab (Hydratation). Es entstehen übersättigte Lösungen, aus denen die Reaktionsprodukte (die Hydratphasen) auskristallisieren und ein festes Gefüge, den Zementstein, bilden. Der Hauptbestandteil in diesem Gefüge sind die Calciumsilicathydrate (C-S-H-Phasen). Sie fallen nanokristallin mit einem Durchmesser von etwa 10 nm an und sind deshalb röntgenamorph (Abbildung 2; S. 512). Mit 28Si-MAS-NMR-Spektroskopie lassen sie sich jedoch erfassen.
Im Gegensatz zur landläufigen Meinung2 sind die beim Abbinden von Zement ablaufenden Prozesse außerordentlich komplex und trotz der heute verfügbaren enormen analytischen Möglichkeiten nur zu etwa 80 Prozent aufgeklärt. Ein Beispiel für das ungewöhnliche Verhalten von Zement ist das inkongruente Löseverhalten von Tricalciumsilicat: Bei Kontakt mit Wasser gehen die Ca2+-Ionen sofort in Lösung, während sich die Monosilicatanionen nur sehr langsam auflösen. Außerdem kommen in der Zementporenlösung so ungewöhnliche Ionen wie Ca(OH)+ oder KSO4— vor.


<h2>Polymere Zusatzmittel</h2>
Die erfolgreiche Zementierung von Tiefbohrungen ist angesichts der extremen Bedingungen im Bohrloch ohne Zusatzmittel zum Zement undenkbar. Die wichtigsten chemischen Zusatzmittel sind Verzögerer, Wasserretentionsmittel (Fluid-Loss-Additive), Dispergiermittel, Entschäumer und Schäumer für die Herstellung von Schaumzementen. Die Zusatzmittel sollen Eigenschaften des Zements wie Rheologie, Wasserabgabeverhalten oder Abbindezeit auf die jeweiligen Bohrlochbedingungen einstellen.
Verzögerer verlangsamen das Abbinden des Tiefbohrzements. Sie sorgen dafür, dass die Schlämme aus Zement, Wasser und gegebenenfalls Silicamehl (bei Bohrlochtemperaturen von über 115 °C) während der vier bis acht Stunden des Verpumpens flüssig bleiben. Besonders häufig werden gereinigte, zuckerfreie Lignosulfonate eingesetzt. Sie wirken bis 150 °C, ihre Dosierungen schwanken je nach Temperatur und Druck im Bohrloch zwischen 0,1 Massen-% und 1,5 Massen-%, bezogen auf Zement.3 Bei Temperaturen bis 200 °C werden entweder Mischungen aus Lignosulfonaten mit a-Hydroxycarbonsäuren (z. B. Weinsäure) verwendet, oder man greift zu synthetischen Copolymeren aus 2-Acrylamido-methanpropansulfonsäure (AMPS) und Acrylsäure. Der derzeit effektivste Verzögerer ist ein Copolymer aus AMPS und Itaconsäure. Mit ihm bleibt die Zementschlämme auch bei Temperaturen bis 250 °C noch über viele Stunden flüssig. Seine Wirkung beruht auf einem hohen Calciumbindevermögen. Es hält die Ca2+-Ionen komplex gebunden in Lösung und verzögert so die Auskristallisation der C-S-H-Phasen.
Wasserretentionsmittel (Fluid-Loss-Additive) verhindern in Tiefbohrzementschlämmen die unkontrollierte Wasserabgabe beim Verpumpen entlang poröser Gesteine.4 Der Verlust von Wasser würde die Viskosität der Schlämme stark erhöhen und damit die Verpumpbarkeit einschränken. Außerdem hätte der Zement nicht ausreichend Wasser, um vollständig abbinden zu können.
Im Jahr 1958 benutzte das US-amerikanische Unternehmen Dowell mit Hydroxyethylcellulose erstmals ein Fluid-Loss-Additiv im Tiefbohrzement. Diese Erfindung erschloss Öl- und Gaslagerstätten in Tiefen bis zu 5000 Meter — ein Meilenstein für die Ölversorgung. In den Folgejahren wurden mit Polyvinylalkohol, Carboxymethylhydroxyethylcellulose und Polyethylenimin weitere Fluid-Loss-Additive für den moderaten Temperaturbereich vorgestellt.
Im Jahr 1982 gelang Chemikern von Hoechst mit der Entwicklung eines sulfonierten Copolymers ein weiterer Durchbruch (Abbildung 3 rechts). Sie polymerisierten AMPS, N-Vinylacetamid und Acrylamid radikalisch in einem Lösemittelgemisch aus n-Butanol und Wasser und erhielten bei dieser Fällungspolymerisation ein hochmolekulares Fluid-Loss-Additiv, das nicht nur bis 220 °C stabil war, sondern auch in Gegenwart hoher Salzkonzentrationen gut wirkte. Bei der Zementierung von Salzformationen wird das Wasser in der Zementschlämme mit NaCl gesättigt, um eine Auswaschung der Bohrlochwand zu vermeiden.
In den Folgejahren tüftelten die Forscher weiter: Mit AMPS-NNDMA-Copolymeren (NNDMA = N,N-Dimethylacrylamid) sowie mit Pfropfcopolymeren auf Lignit/Huminsäure-Basis stehen heute sowohl verdickende als auch verflüssigende Fluid-Loss-Additive zur Verfügung. Das AMPS-NNDMA-Blockcopolymer (Abbildung 3 links) besitzt neben der Wasserretentionswirkung noch die hervorragende Eigenschaft, nach einer bestimmten Zeit ein schlagartiges Abbinden und Verfestigen des Zements (right angle set) herbeizuführen. Dies verkürzt die Zeit zwischen der flüssigen und festen Konsistenz der Zementschlämme (transition time) von vormals ein bis zwei Stunden auf wenige Minuten — ein wichtiger Faktor, um während dieser Zeit das Eindringen von Gas ins Bohrloch zu begrenzen. Die Einführung dieses Additivs hat wesentlich dazu beigetragen, das kritische Problem des Aufsteigens von Gas im Zement (gas migration) zu beseitigen.
Ein dispergierendes Fluid-Loss-Additiv stellte 1985 das US-amerikanische Unternehmen Nalco vor. Hergestellt wird es durch radikalisch initiierte Pfropfung von AMPS, N,N-Dimethylacrylamid und Acrylsäure auf Lignit (gereinigte, in Natronlauge gelöste Braunkohle) oder Huminsäure als Pfropfgrundlage in Form eines Core-Shell-Polymers (Abbildung 4, S. 514). Es wirkt bis 220 °C; die Anzahl anionischer Gruppen im Molekül (AMPS- und Acrylsäure-Gehalt) steuern gezielt die Dispergierwirkung.
Dieses Fluid-Loss-Additiv spielt aufgrund seiner verflüssigenden Wirkung auf Zement u. a. beim endgültigen Abdichten verunglückter Öl- oder Gasbohrungen eine wichtige Rolle. Solche Kill-Flüssigkeiten sind Zementschlämmen mit sehr hohem spezifischem Gewicht. Dies wird durch Zusatz von Eisenoxid (Hämatit) sowie durch einen besonders hohen Zementgehalt erreicht.
Aktuell befasst sich die Forschung damit, Fluid-Loss-Additive mit noch höherer Temperaturstabilität herzustellen, um auch Bohrungen jenseits von 250 °C zu ermöglichen. Mit dem neuen Monomer Allyloxy-3-hydroxypropansulfonsäure (AHPS) ist dies möglich.
Die akademische Forschung — soweit es sie auf diesem sehr speziellen Gebiet überhaupt gibt — konzentriert sich darauf, die Wirkmechanismen der verschiedenen Polymere zu untersuchen. Aufbauend auf grundlegenden Arbeiten des Unternehmens Schlumberger7,8 zeigte sich, dass sulfonierte Fluid-Loss-Additive auf den Oberflächen positiv geladener Zementhydratphasen (Ettringit und Monosulfoaluminat) physikalisch adsorbieren und aufgrund ihrer Größe (Rh(z) ~ 100 — 500 nm) die Poren im Zementsteingefüge verstopfen. Dies reduziert die Wasserabgabe stark.9 Da Tiefbohrzementschlämmen häufig mit anderen, zum Teil stärker anionischen Zusatzmitteln (z. B. Dispersants, siehe unten) versetzt sind, birgt dieser Mechanismus das Risiko eines Wirkungsverlusts durch kompetitive Adsorption: Ein stärker anionisches Zusatzmittel kann die Adsorption dieses Polymers reduzieren oder vollständig verhindern.10 In diesem Fall kann das Wasserretentionsmittel seine Wirkung nicht mehr entfalten, die Anwender sprechen dann von einer “Unverträglichkeit” der beiden Additive.
Robuster bezogen auf ihre Verträglichkeit mit anderen Additiven sind Fluid-Loss-Additive, deren Wirkung auf der Bildung großer, verstopfender Molekülassoziate (Hydroxyethylcellulose) oder von Polyelektrolytkomplexen (Polyethylenimin mit anionischen Polymeren) sowie auf Filmbildung (Polyvinylalkohol) beruht. Ihr Nachteil ist jedoch die begrenzte Temperaturstabilität.
Dispergiermittel (Dispersants) sind eine weitere Gruppe von Zusatzmitteln für Tiefbohrzemente. Dispersants sorgen dafür, dass die Zementschlämme eine niedrige Rheologie aufweist und über Strecken von fast 20 Kilometer (bei Bohrlochtiefen von etwa 10 000 Meter) verpumpt werden kann. Ihre Geburtsstunde schlug im Jahr 1959 in Oklahoma. Dort setzte das Unternehmen Halliburton erstmals erfolgreich ein patentiertes Polykondensat auf Basis von b-Naphthalinsulfonsäure und Formaldehyd zur Verflüssigung des Zements ein11 — viele Jahre vor der Entwicklung von Dispergiermitteln für Beton, einem tausendfach größeren Anwendungsgebiet.
In den 1980er Jahren kam mit dem Aceton-Formaldehyd-Sulfit-Polykondensat ein verbessertes Dispergiermittel auf den Markt (Abbildung 5). Es ist auch in Gegenwart von Salzen wirksam und verstärkt den Effekt Celluloseether-basierter Wasserretentionsmittel.12 Aus diesem Grund ist es das derzeit weltweit am meisten eingesetzte Dispersant.
Die im Beton mittlerweile weit verbreiteten Polycarboxylat-Fließmittel haben in der Tiefbohrzementierung bisher wenig Eingang gefunden. Ursachen sind eine geringere Temperaturstabilität sowie die hohe Zementsensitivität; je nach Phasenzusammensetzung des Zements wirken Polycarboxylate sehr unterschiedlich.
Tiefbohrzementschlämmen werden während des Einpumpens in das Bohrloch kontinuierlich und unter sehr starkem Rühren angemischt. Dabei wird häufig eine große Menge an Luft eingerührt, welche die Porosität des Zementsteins erhöht und seine Festigkeit reduziert. Um dies zu vermeiden, werden Entschäumer auf Siliconharz-Basis (z. B. Polydimethylsiloxane) oder Polyglykole zugegeben. Die Schwierigkeit besteht darin, aus den öligen Entschäumersubstanzen Pulver herzustellen, die sich mit dem Zement klumpenfrei vermischen lassen. Dazu dienen aus der Pharmaindustrie bekannte Beschichtungs- und Verkapselungstechniken. Teilweise werden die Entschäumeröle auch auf anorganischen Materialien mit hoher spezifischer Oberfläche adsorbiert, z. B. auf Diatomeenerde, Talk oder amorphen Kieselsäuren.
Mit Beginn der Ölexploration in der Tiefsee durch das brasilianische Mineralölunternehmen Petrobras Mitte der 1980er Jahre gewannen Schaumzemente große Bedeutung. Grund war der shallow water flow, also der unterirdische Fluss enormer Wassermengen unter dem Meeresboden im Mündungsgebiet großer Flüsse wie dem Amazonas, Mississippi oder Niger (Abbildung 6). Mit üblichen Zementschlämmen ließen sich diese Abschnitte nicht dicht zementieren, die Schlämme verschwand häufig in der porösen Formation anstatt den Ringraum zwischen Verrohrung und Bohrlochwand zu füllen. Jahrelange Entwicklungsarbeit führte schließlich zu Tensiden, die mit Meerwasser als Anmachwasser funktionieren, mit anderen Zusatzmitteln verträglich sind und gleichmäßig im Zement verteilte Luftporen mit Durchmessern von etwa 250 µm ergeben. Der am häufigsten eingesetzte Schäumer ist derzeit ein zwitterionisches Decylamidopropylbetain.


<h2>Ausblick</h2>
Eine weitere aktuelle Forschungsrichtung sind CO2-beständige Tiefbohrzemente für die geologische Entsorgung von CO2 (carbon capture and storage, CCS). Die derzeit eingesetzten Tiefbohrzemente sind langfristig nicht CO2-beständig. Es gilt daher, völlig neuartige Zementzusammensetzungen zu entwickeln. Ein interessanter Ansatz zeichnet sich mit einem Calciumaluminat-Phosphat-Zement ab.13 Dieser silikatfreie Zement erscheint ausreichend CO2- und temperaturbeständig, es fehlen jedoch die Zusatzmittel, die seine Feldanwendung erst ermöglichen. Es wird wiederum Aufgabe der chemischen Industrie sein, diese Lücke mit maßgeschneiderten Polymeren zu schließen.


<h2>— — — QUERGELESEN</h2>
Das verheerende Unglück auf der BP-Bohrung im Golf von Mexiko hat gezeigt, welche Bedeutung die richtige Tiefbohrzementierung hat.
Die chemische Industrie leistet mit maßgeschneiderten Polymeren einen bedeutenden Beitrag zur Erdölfördertechnik.
Da Temperatur und Druck im Bohrloch immer extremer werden, sind in Zukunft noch speziellere Hochleistungsadditive gefragt.


<h2>— — — Prinzip der Tiefbohrzementierung</h2>
Bei der Tiefbohrzementierung werden 27 Meter lange Metallrohre (Casing) in das Bohrloch geschoben und anschließend der Hohlraum (annular space) zwischen Rohr und Bohrlochwand mit einer Zementschlämme gefüllt.5 Pumpen bringen eine auf der Bohrplattform frisch angemischte Zementschlämme durch das Casing zur Bohrlochsohle und drücken sie von unten nach oben in den Ringraum zwischen Rohr und Gestein. Nur so ist eine hohlraumfreie Füllung mit Zement möglich.6
Tiefbohrungen werden grundsätzlich abschnittsweise erstellt: Zuerst wird eine Strecke von etwa 500 bis 2000 Meter gebohrt, verrohrt und anschließend zementiert, bevor der nächste Abschnitt angegangen wird. So entsteht ein teleskopartiger Aufbau der Verrohrung im Bohrloch, da beim Weiterbohren stets ein kleinerer Durchmesser für Bohrmeißel und die später eingesetzte Verrohrung verwendet werden.


<h2>— — — Ölmultis</h2>
In der Öffentlichkeit wird — nicht zuletzt wegen des BP-Unfalls — das Geschehen am Ölmarkt weitgehend mit dem Auftreten großer Ölgesellschaften wie Exxon Mobil, Shell, BP oder Chevron verbunden. Dieser Eindruck trügt jedoch, da die Ölmultis heute nur noch über etwa 10 Prozent der bekannten Erdölreserven verfügen — mit abnehmender Tendenz. Die übrigen 90 Prozent befinden sich weitgehend im Besitz nationaler Ölgesellschaften wie Saudi Aramco (Saudi-Arabien), Gazprom (Russland), Pemex (Mexiko) oder Pertamina (Indonesien). Diese bestimmen zusammen mit den Händlern an den Rohölbörsen den derzeitigen Ölpreis.
Die Ölmultis sehen sich heute gezwungen, primär nach besonders schwierigen Lagerstätten (etwa in der Tiefsee oder der Arktis) zu suchen, da die Staaten die einfacher zu erschließenden Bohrgebiete ihren nationalen Ölgesellschaften vorbehalten. Die Ölmultis sind deshalb Technologietreiber der Branche und besitzen das größte Know-how.


— — — Johann Plank, Jahrgang 1952, ist seit dem Jahr 2001 Inhaber des Lehrstuhls für Bauchemie am Chemie-Department der TU München. Er promovierte 1980 mit einem Thema zur metallorganischen Chemie und war bis 2001 in der Industrie im Bereich Bau- und Ölfeldpolymere tätig. Seine aktuellen Forschungsgebiete sind Zementchemie, polymere Zusatzmittel, Nanopartikel, Wirt-Gast-Chemie und Photokatalyse. Plank ist langjähriges Mitglied im Normenausschuss des American Petroleum Institute und wurde für seine Verdienste um die Tiefbohrtechnologie mehrfach ausgezeichnet. Er betreibt das einzige Forschungslabor für Bohrlochzementierung an einer europäischen Hochschule.



<ul>
<li>
1 

Specification for cements and materials for well cementing, API Specification 10A, 24th Ed, American Petroleum Institute, Washington DC, 2010.
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<li>
2 

Dem Autor wurde 2008 fast die Einreise in die USA verwehrt, da dem Immigration Officer der Besuch einer Zementkonferenz als Grund für den Aufenthalt unglaubwürdig erschien. Der Beamte war der Meinung, dass man über den mehr als hundert Jahre bekannten Zement doch keine Forschung mehr betreibe. Erst die Vorlage einiger zufällig mitgeführten aktuellen Publikationen konnte ihn vom Gegenteil überzeugen.
</li>
<li>
3 

Der beschleunigende Einfluss von Druck auf die Abbindegeschwindigkeit von Zement wird häufig weit unterschätzt. Insbesondere bei relativ moderaten Temperaturen (bis 100 °C) kann der Effekt des Drucks wesentlich gravierender sein als derjenige der Temperatur.
</li>
<li>
4 


F. Dugonic-Bilic, 
J. Plank, 
N. Recalde Lummer, 
Synthetische Wasserretentionsmittel — Chemie, Eigenschaften und Wirkmechanismus im Tiefbohrzement, in <source>GDCh Monographie, Bd. 41, 2009, 43–<lpage>50</lpage>.

</li>
<li>
5 

E. B. Nelson, Well Cementing, Schlumberger Dowell, SugarLand, TX, 2006.
</li>
<li>
6 


D. K. Smith: 
Cementing, in <source>SPE Monograph, Vol. 4, Chapter <chapter-title>1</chapter-title>1990.

</li>
<li>
7 

 
J. Desbrières, 
<source>Cem. Concr. Res. 
(1993), 
23, 
347–<lpage>358.</lpage>
</li>
<li>
8 

 
J. Desbrières, 
<source>Cem. Concr. Res. 
(1993), 
23, 
1431–<lpage>1442.</lpage>
</li>
<li>
9 

J. Plank, F. Dugonic-Bilic, N. Recalde Lummer, D. Sadaswian, paper SPE 121542, International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, Texas, USA, 2009.
</li>
<li>
10 

 
J. Plank, 
A. Brandl, 
Y. Zhai, 
A. Franke, 
<source>J. Appl. Polym. Sci. 
(2006), 
102, 
4341–<lpage>4347.</lpage>
</li>
<li>
11 

C. F. Weisend, US Patent 3,359,225, 1967.
</li>
<li>
12 

A. Aignesberger, J. Plank, DE 3,344,291, 1983.
</li>
<li>
13 

 
T. Sugama, 
L. E. Brothers, 
L. Weber, 
<source>J. Mat. Sci. Lett. 
(2002), 
37, 
3163–<lpage>3173.</lpage>
</li>
</ul>

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