CN109890933A - 控制用于封堵流动通道的补注水性树脂组合物的凝胶时间 - Google Patents

控制用于封堵流动通道的补注水性树脂组合物的凝胶时间 Download PDF

Info

Publication number
CN109890933A
CN109890933A CN201780066363.7A CN201780066363A CN109890933A CN 109890933 A CN109890933 A CN 109890933A CN 201780066363 A CN201780066363 A CN 201780066363A CN 109890933 A CN109890933 A CN 109890933A
Authority
CN
China
Prior art keywords
composition
gel time
controlling agent
group
time controlling
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201780066363.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109890933B (zh
Inventor
B·拉格哈瓦·雷迪
马修·加里·希尔菲格
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN109890933A publication Critical patent/CN109890933A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109890933B publication Critical patent/CN109890933B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08K—Use of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K13/00—Use of mixtures of ingredients not covered by one single of the preceding main groups, each of these compounds being essential
    • C08K13/02—Organic and inorganic ingredients
    • 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
    • C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
    • 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L35/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a carboxyl radical, and containing at least one other carboxyl radical in the molecule, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

利用包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物处理地下地层。马来酸酐共聚物包含第一重复单元I和II，以及第二重复单元III和IV中的至少一种，其中各个R1独立地是‑H、‑O(C1‑C5)烷基或‑(C1‑C5)烷基；各个R2独立地是‑H、‑O(C1‑C5)烷基或‑(C1‑C5)烷基；各个R3独立地是‑OH或‑O‑M1，各个M1独立地是碱金属、碱土金属、铵离子或季铵离子；并且各个R4独立地是‑NH2或‑OM1。与在没有凝胶时间控制剂存在下下具有相同重量百分比的马来酸酐共聚物和胺交联剂的组合物相比，所述凝胶时间控制剂加速或延迟由所述组合物形成凝胶。

Description

控制用于封堵流动通道的补注水性树脂组合物的凝胶时间
相关申请的交叉引用
本申请要求于2016年11月4日提交的名称为“CONTROLLING GEL TIMES OFREMEDIAL AQUEOUS RESIN COMPOSITIONS FOR SEALING OFF FLOW CHANNELS(控制用于封堵流动通道的补注用水性树脂组合物的凝胶时间)”的美国专利申请号62/417,656的优先权，将其以其整体通过引用并入本文。
技术领域
本文涉及控制用于封堵不期望的流体通路如气体流动通道(流道，flow channel)的组合物的凝胶时间。
背景技术
当前，用于封堵不期望的流体通路如气体流动通道(例如在套管(casing)、管道微环空(pipe microannuli)和破裂水泥环(cement sheath)后面)的组合物基于与胺混合的非水性环氧单体或可聚合烃类单体。尽管这些溶液具有合理的成功率，但是它们的毒性是个主要问题，尤其是当处理的地带在居民区或储水层附近时。虽然较低毒性的制剂是已知的，但是在高温下可靠地控制在这样的制剂中的凝胶时间一直是个问题。
概述
在第一个总的方面，用于处理地下地层(subterranean formation)的组合物包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶(化)时间控制剂(gel time control agent)。马来酸酐共聚物包含如下所示的第一重复单元I和II，以及第二重复单元III和IV中的至少一种：
其中各个R1独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组；各个R2独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组；各个R3独立地选自由-OH和或-O-M1组成的组，各个M1独立地选自由碱金属、碱土金属、铵离子和季铵离子组成的组；并且各个R4独立地选自由-NH2和-OM1组成的组。凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：当溶解在水中时生成碱性溶液的盐；当溶解在水中时生成酸性溶液的盐；当溶解在水中时生成碱性溶液的不带电有机分子(中性有机分子，uncharged organic molecule)；当溶解在水中时生成酸性溶液的不带电有机分子；和pH缓冲剂。与在没有凝胶时间控制剂存在下具有相同重量百分比的马来酸酐共聚物和胺交联剂的组合物相比，所述凝胶时间控制剂加速或延迟(减速，retard)由所述组合物形成凝胶。
在第二个总的方面，处理地下地层包括：向地下地层提供第一个总的方面的组合物，和利用组合物的胺交联剂使组合物的马来酸酐共聚物交联以形成密封剂，其中凝胶时间控制剂加速或延迟密封剂的形成。
在第三个总的方面，处理地下地层包括：向地下地层提供包含第一个总的方面的凝胶时间控制剂的水溶液以产生经预处理的地下地层，向经预处理的地下地层提供包含第一个总的方面的马来酸酐共聚物和胺交联剂的组合物，和利用组合物的胺交联剂使组合物的马来酸酐共聚物交联以形成密封剂，其中凝胶时间控制剂加速或延迟密封剂的形成。
第一个至第三个总的方面的实施方式可以包括以下特征中的一个或多个。
第二重复单元III和IV可以分别包括重复单元IIIA和重复单元IVA：
在一些实施方案中，凝胶时间控制剂包括当溶解在水中时生成碱性溶液的盐。在一些实施例中，凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：六偏磷酸钠、碳酸氢钠、碳酸钠、四硼酸钠和磷酸钠。
在一些实施方案中，凝胶时间控制剂包括当溶解在水中时生成酸性溶液的盐。在一些实施例中，凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：三(亚甲基膦酸)五钠盐、酸式焦磷酸钠、磷酸氢二钠和柠檬酸钠。
在一些实施方案中，凝胶时间控制剂包括当溶解在水中时生成碱性溶液的不带电有机分子。在一些实施例中，凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：一乙醇胺、三乙醇胺和N，N-二甲基乙二胺。
在一些实施方案中，凝胶时间控制剂包括当溶解在水中时生成酸性溶液的不带电有机分子。在一个实施例中，凝胶时间控制剂包括柠檬酸。
在一些实施方案中，凝胶时间控制剂包括pH缓冲剂，该pH缓冲剂包含布朗斯台德(Bronsted)酸和布朗斯台德碱。在一个实施例中，凝胶时间控制剂包含柠檬酸和柠檬酸钠。
在一些实施方案中，凝胶时间控制剂包括pH缓冲剂，该pH缓冲剂包含布朗斯台德酸和路易斯(Lewis)碱。在一个实施例中，凝胶时间控制剂包含柠檬酸和一乙醇胺。
凝胶时间控制剂一般占(构成，comprise)组合物的至少0.5重量％。
凝胶时间控制剂可以在没有凝固水泥(set cement)存在下加速或延迟由马来酸酐共聚物和胺交联剂形成凝胶。
第二个和第三个总的方面的实施方式可以包括以下特征中的一个或多个。
在一些情况下，利用胺交联剂使马来酸酐共聚物交联以形成密封剂在管道(pipe)的空隙中或在套管、套管-套管环空(annulus)、油管(管道系统，tubing)-套管环空(casingannulus)或套管-地层环空附近进行。利用胺交联剂使马来酸酐共聚物交联以形成密封剂典型地防止或延迟井眼流体到地层中或地层流体到井眼中的不期望的损失或流动。在一些情况下，利用胺交联剂使马来酸酐共聚物交联以形成密封剂在没有凝固水泥存在下进行。
第三个总的方面的实施方式可以包括以下特征中的一个或多个。
在一些情况下，组合物不含凝胶时间控制剂。在某些情况下，所述凝胶时间控制剂是第一凝胶时间控制剂，并且组合物包含第二凝胶时间控制剂。第一凝胶时间控制剂和第二凝胶时间控制剂可以相同或不同。
本说明书中所描述的主题的一个或多个实施方式的细节在以下描述中提出。所述主题的其他特征、方面和优点根据说明书和权利要求书将变得明显。
详述
用于封堵流动通道的组合物包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂。如本文中使用的，“马来酸酐共聚物”一般是指马来酸酐/烯烃共聚物或其盐。通过使用盐、酸、碱和缓冲体系的合适选择，可以在高温下控制(即加速或延迟)包含马来酸酐共聚物和胺交联剂的组合物的凝胶时间。
马来酸酐共聚物包含第一重复单元I和II：
其中各个R1独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组，并且各个R2独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组。马来酸酐共聚物还包含至少一种选自由重复单元III和IV组成的组中的第二重复单元：
其中各个R3独立地选自由-OH和-O-M1组成的组，各个M1独立地选自由碱金属、碱土金属、铵离子和季铵离子组成的组，并且各个R4独立地选自由-NH2和-OM1组成的组。在一些实施方案中，M1选自由Na+、K+、Mg2+、NH4 +、Ca2+和Ba2+组成的组。例如，M1可以选自由Na+和K+组成的组。当重复单元III或IV中的至少一个R3是-OH时，该重复单元称为“水解的(hydrolyzed)”重复单元，其例如通过它的未水解的对应物与水的反应而形成。当重复单元III或IV中的至少一个R3是-O-M1(其中M1为NH4 +)时，该重复单元称为“氨解的(ammonolyzed)”重复单元，其例如通过它的未氨解的对应物与氢氧化铵的反应而形成。
在一些实施方案中，各个R3为-OH且R4为-NH2，并且第二重复单元III和IV分别表示为以下所示的重复单元IIIA和IVA：
组合物还可以包含马来酸酐共聚物和胺交联剂的反应产物。
在一些实施方案中，至少一种第二重复单元包括重复单元III。在一些实施方案中，重复单元III与重复单元II的比率为约1∶10至约10∶1。例如，重复单元III与重复单元II的比率可以为约8∶1至约1∶8，约6∶1至约1∶6，约4∶1至约1∶4，约2∶1至约1∶2，或约10∶1、9∶1、8∶1、7∶1、6∶1、5∶1、4∶1、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3、1∶4、1∶5、1∶6、1∶7、1∶8、1∶9或1∶10。在一些实施方案中，重复单元III与重复单元II的比率为约1∶2。在一些实施方案中，重复单元III与重复单元II的比率为约2∶1。
在一些实施方案中，至少一种第二重复单元包括重复单元IV。在一些实施方案中，重复单元IV与重复单元II的比率为约1∶10至约10∶1。例如，重复单元IV与重复单元II的比率可以为约8∶1至约1∶8，约6∶1至约1∶6，约4∶1至约1∶4，约2∶1至约1∶2，或约10∶1、9∶1、8∶1、7∶1、6∶1、5∶1、4∶1、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3、1∶4、1∶5、1∶6、1∶7、1∶8、1∶9或1∶10。在一些实施方案中，重复单元IV与重复单元II的比率为约1∶2。
在一些实施方案中，至少一种第二重复单元包括重复单元III和IV。重复单元III与重复单元IV的比率可以为约1∶10至约10∶1，并且重复单元IV与重复单元II的比率可以为约1∶10至约10∶1。例如，重复单元III与重复单元IV的比率可以为约8∶1至约1∶8，约6∶1至约1∶6，约4∶1至约1∶4，约2∶1至约1∶2，或约10∶1、9∶1、8∶1、7∶1、6∶1、5∶1、4∶1、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3、1∶4、1∶5、1∶6、1∶7、1∶8、1∶9或1∶10，并且重复单元IV与重复单元II的比率可以为约8∶1至约1∶8，约6∶1至约1∶6，约4∶1至约1∶4，约2∶1至约1∶2、或约10∶1、9∶1、8∶1、7∶1、6∶1、5∶1、4∶1、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3、1∶4、1∶5、1∶6、1∶7、1∶8、1∶9或1∶10。
在一些实施方案中，各个R1独立地选自由-H、-OCH3和-CH3组成的组，并且各个R2独立地选自由-H、-OCH3和-CH3组成的组。例如，R1可以为H，并且各个R2可以独立地选自由-H、-OCH3和-CH3组成的组。
在一些实施方案中，重复单元I选自由以下各项组成的组：
例如，重复单元I可以具有以下结构：
在一些实施方案中，重复单元I具有以下结构：
在一些实施方案中，马来酸酐共聚物具有约10,000Da至约500,000Da的重均分子量。例如，马来酸酐共聚物可以具有约10,000-100,000Da、约20,000-90,000Da、约30,000-70,000Da、约40,000-60,000Da的重均分子量，或约45,000-55,000Da的重均分子量，或约10,000Da、20,000Da、30,000Da、40,000Da、50,000Da、60,000Da、70,000Da、80,000Da、90,000Da或约100,000Da的重均分子量。马来酸酐共聚物可以具有约100,000-500,000Da、约200,000-400,000Da、约250,000-350,000Da的重均分子量，或约100,000Da、150,000Da、200,000Da、250,000Da、300,000Da、350,000Da、400,000Da、450,000Da或约500,000Da的重均分子量。
在一些实施方案中，马来酸酐共聚物具有约10,000Da至约500,000Da的数均分子量。例如，马来酸酐共聚物可以具有约10,000-100,000Da、约20,000-90,000Da、约30,000-70,000Da、约40,000-60,000Da的数均分子量，或约45,000-55,000Da的重均分子量，或约10,000Da、20,000Da、30,000Da、40,000Da、50,000Da、60,000Da、70,000Da、80,000Da、90,000Da或约100,000Da的数均分子量。马来酸酐共聚物可以具有约100,000-500,000Da、约200,000-400,000Da、约250,000-350,000Da的数均分子量，或约100,000Da、150,000Da、200,000Da、250,000Da、300,000Da、350,000Da、400,000Da、450,000Da或约500,000Da的数均分子量。
在一些实施方案中，重复单元I和II的分布可以是交替的、无规的或嵌段的，在这样的情况下，所得的共聚物分别称为交替、无规或嵌段共聚物。在一个实施方案中，共聚物是具有交替的重复单元I和II的交替共聚物。
合适的马来酸酐共聚物的实例包括来自Kuraray Co.，Ltd.(日本东京)的聚合物，来自Honeywell Corporation(美国)的乙烯-马来酸酐共聚物和丙烯-马来酸酐共聚物，以及来自Vertellus(西班牙)的共聚物。
在一些实施方案中，胺交联剂包括以下各项中的至少一种：聚烯烃亚胺(聚亚烷基亚胺，polyalkyleneimine)、聚醚胺、多亚烷基多胺(polyalkylenepolyamine)、脂族胺、多官能脂族胺、芳基烷基胺、杂芳基烷基胺和壳聚糖(chitosan)。例如，胺交联剂可以包括以下各项中的至少一种：聚乙烯亚胺(聚亚乙基亚胺，polyethyleneimine)、乙二胺、二亚乙基三胺(DETA)、三亚乙基四胺(TETA)、四亚乙基五胺(TEPA)、1，2-丙二胺、1，3-丙二胺、二亚丙基三胺、三亚丙基四胺、四亚丙基五胺、亚乙基亚丙基三胺、亚乙基二亚丙基四胺、二亚乙基亚丙基五胺、亚乙基三亚丙基五胺、二亚乙基二亚丙基五胺、三亚乙基亚丙基五胺、聚乙烯亚胺(polyethylenimine)(例如，来自Nippon Shokubai的来自BASF的LUPASOLTM、来自BASF的LUPAMINETM等)、聚(乙烯氧基)胺(例如，来自Huntsman Corporation的EDR-148)和聚(丙烯氧基)胺(例如，来自Huntsman Corporation的T-403、来自BASF的聚醚胺T-5000)。在一些情况下，胺交联剂包括聚乙烯亚胺、聚(乙烯氧基)胺和TEPA中的至少一种。在一些实施方案中，胺交联剂是聚醚胺。在一些实施方案中，胺交联剂是脂族胺。在一些实施方案中，胺交联剂是TEPA。
在一些实施方案中，聚乙烯亚胺具有约500Da至约1,000,000Da的重均分子量。在一些实施方案中，聚乙烯亚胺具有约1,000-1,000,000的重均分子量。例如，聚乙烯亚胺可以具有约1,000-5,000、5,000-10,000、10,000-50,000、50,000-150,000、150,000-500,000、或约500,000至约1,000,000，或约1,000、2,000、3,000、4,000、5,000、10,000、25,000、50,000、100,000、250,000、500,000、750,000或约1,000,000的重均分子量。在一些实施方案中，聚乙烯亚胺具有约1,800Da的重均分子量。聚乙烯亚胺可以具有约1,800Da的重均分子量。聚乙烯亚胺可以具有约750,000Da的重均分子量。
在一些实施方案中，马来酸酐共聚物与胺交联剂的比率为约50∶1至约1∶1。例如，可交联聚合物与胺交联剂的重量比可以为约40∶1至约1∶1、约30∶1至约1∶1、约20∶1至约1∶1、约15∶1至约1∶1、约10∶1至约1∶1、约9∶1至约1∶1、约7∶1至约1∶1、约5∶1至约1∶1、约4∶1至约1∶1、约3∶1至约1∶1或约2∶1至约1∶1，或约50∶1、40∶1、30∶1、20∶1、15∶1、10∶1、9∶1、8∶1、7∶1、6∶1、5∶1、4∶1、3∶1、2∶1、1∶1。马来酸酐共聚物与胺交联剂的比率可以基于要形成的交联产物的所需性质如所需的凝胶时间而改变。
相对于在没有凝胶时间控制剂存在下具有相同重量％的共聚物/交联剂的组合物，凝胶时间控制剂可以加速或延迟用于封堵流动通道的组合物的凝胶化(gelling)。合适的凝胶时间控制剂包括当溶解在水中时生成碱性溶液的盐、当溶解在水中时生成酸性溶液的盐、当溶解在水中时生成碱性溶液的不带电有机分子、当溶解在水中时生成酸性溶液的不带电有机分子和pH缓冲剂。当溶解在水中时生成碱性溶液的盐和不带电有机分子，如六偏磷酸钠、碳酸氢钠、碳酸钠、四硼酸钠、磷酸钠(Na3PO4)、一乙醇胺、三乙醇胺和N，N-二甲基乙二胺，可以延迟组合物的凝胶时间(使凝胶化减速)。当溶解在水中时生成酸性溶液的盐和不带电有机分子，如氨基三(亚甲基膦酸)的五钠盐、酸式焦磷酸钠、磷酸氢二钠、磷酸二氢钠、硫酸氢钠和柠檬酸一钠，可以缩短组合物的凝胶时间(加速凝胶化)。由布朗斯台德酸和布朗斯台德碱(如柠檬酸和氢氧化钠)或布朗斯台德酸和路易斯碱(如柠檬酸和一乙醇胺)制备的缓冲剂以及由路易斯酸和路易斯碱(比如硼酸和一乙醇胺)制备的缓冲剂可以延迟或加速组合物的凝胶时间。这样，可以利用缓冲剂配制组合物以实现适合于特定井下要求的凝胶时间。合适的布朗斯台德酸的其他实例包括无机酸如盐酸、硫酸、磷酸和硝酸，以及有机酸如酒石酸和苯磺酸、甲磺酸等。布朗斯台德碱的其他实例包括碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钾、氢氧化铵等。路易斯碱的其他实例包括二乙醇胺、三乙醇胺、三异丙醇胺和二甲基氨基乙醇。
在一些实施方案中，组合物还包含水性载体。水性载体可以包括水、盐水、采出水(produced water)、返排水(flowback water)、半咸水(苦咸水，brackish water)、海水或其组合。在一些实施方案中，水性载体为组合物重量的约50％至约98％。在一些实施方案中，水性载体为组合物重量的约5％至约98％。例如，水性载体可以为组合物重量的约60％-98％、70％-98％、80％-98％、90％-98％、95％-98％或约85％-98％，或者组合物重量的约50％、60％、70％、80％、85％、90％、91％、92％、93％、94％、95％、96％、97％或约98％。
组合物典型地在没有凝固水泥存在下比与凝固水泥接触更快地凝胶化。在一些实施方案中，组合物在约100°F至180°F具有少于约24小时、少于约12小时、少于约10小时、少于约8小时或少于约6小时的凝胶时间。例如，当马来酸酐共聚物和胺交联剂为组合物重量的约1％至约5％，组合物重量的约5％至约10％、约10％至约20％或约20％至约30％，并且凝胶时间控制剂为组合物重量的约0.5％至约10％时，组合物在约100°F至180°F可以具有少于约24小时的凝胶时间。在一个实施例中，当马来酸酐共聚物为组合物重量的约10％，胺交联剂为组合物重量的约1％，凝胶时间控制剂为组合物重量的约1％至约2％，并且载体溶剂是水时，组合物在约100°F至180°F可以具有少于约12小时的凝胶时间。在另一实施例中，当马来酸酐共聚物和胺交联剂为组合物重量的约5％，凝胶时间控制剂为组合物重量的约1％，并且载体溶剂是水时，组合物在约100°F至180°F可以具有少于约24小时的凝胶时间。在一些实施方案中，当马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂以10∶1∶1至10∶1∶2的重量比存在，并且载体溶剂是水时，组合物在约100°F至180°F具有少于约8小时或约6小时的凝胶时间。
在本公开内容中还提供了一种包含马来酸酐共聚物、胺交联剂、凝胶时间控制剂和水性载体的组合物。马来酸酐共聚物包含以下重复单元：
水性载体包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
在一些实施方案中，胺交联剂选自由聚乙烯亚胺和TEPA组成的组。聚乙烯亚胺可以具有约1,800Da的重均分子量。聚乙烯亚胺可以具有约750,000Da的重均分子量。在一些实施方案中，胺交联剂是TEPA。
在一些实施方案中，水性载体可以包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
此外，在本公开内容中提供了一种包含马来酸酐共聚物、胺交联剂、凝胶时间控制剂和水性载体的组合物。马来酸酐共聚物包含以下重复单元：
水性载体包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
此外，在本公开内容中提供了一种包含马来酸酐共聚物、胺交联剂、凝胶时间控制剂和水性载体的组合物。马来酸酐共聚物包含以下重复单元：
水性载体包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
在一些实施方案中，胺交联剂选自由聚乙烯亚胺和TEPA组成的组。聚乙烯亚胺可以具有约1,800Da的重均分子量。聚乙烯亚胺可以具有约750,000Da的重均分子量。在一些实施方案中，胺交联剂是TEPA。
在一些实施方案中，水性载体可以包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
在本公开内容中还提供了一种包含马来酸酐共聚物、胺交联剂、凝胶时间控制剂和水性载体的组合物。马来酸酐共聚物包含以下重复单元：
水性载体包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
在一些实施方案中，胺交联剂选自由聚乙烯亚胺和TEPA组成的组。聚乙烯亚胺可以具有约1,800Da的重均分子量。聚乙烯亚胺可以具有约750,000Da的重均分子量。
在一些实施方案中，胺交联剂是TEPA。马来酸酐共聚物与TEPA的比率可以为约10∶0.1至约10∶3、约10∶0.2至约10∶1或约10∶0.3至约10∶0.7。马来酸酐共聚物与TEPA的比率可以为约10∶0.1、约10∶0.3、约10∶0.4、约10∶0.5、约10∶0.6、约10∶0.7、约10∶1、约10∶1或约10∶2。在一些实施方案中，马来酸酐共聚物与TEPA的比率可以为约10∶0.5。
在一些实施方案中，水性载体可以包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
组合物可以具有碱性pH或酸性pH。例如，组合物可以具有约3至10、约7至约10或约8至约9的pH。在一些实施方案中，组合物具有约3至约6、约3至约7或约4至约6的pH。
此外，在本公开内容中提供了一种包含马来酸酐共聚物、胺交联剂、凝胶时间控制剂和水性载体的组合物。马来酸酐共聚物包含以下重复单元：
水性载体包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
此外，在本公开内容中提供了一种包含马来酸酐共聚物、胺交联剂、凝胶时间控制剂和水性载体的组合物。马来酸酐共聚物包含以下重复单元：
水性载体包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
在一些实施方案中，胺交联剂选自由聚乙烯亚胺和TEPA组成的组。聚乙烯亚胺可以具有约1,800Da的重均分子量。聚乙烯亚胺可以具有约750,000Da的重均分子量。
在一些实施方案中，胺交联剂是TEPA。马来酸酐共聚物与TEPA的比率可以为约10∶0.1至约10∶3、约10∶0.2至约10∶1或约10∶0.3至约10∶0.7。马来酸酐共聚物与TEPA的比率可以为约10∶0.1、约10∶0.3、约10∶0.4、约10∶0.5、约10∶0.6、约10∶0.7、约10∶1、约10∶1或约10∶2。在一些实施方案中，马来酸酐共聚物与TEPA的比率可以为约10∶0.5。
在一些实施方案中，水性载体可以包括水、盐水、采出水、返排水、半咸水、海水或其组合。
组合物可以具有碱性pH或酸性pH。例如，组合物可以具有约3至10、约7至约10或约8至约9的pH。在一些实施方案中，组合物具有约3至约6、约3至约7或约4至约6的pH。
制备马来酸酐共聚物
在一个实施例中，可以通过将包含第一重复单元I和II的马来酸酐共聚物暴露于氢氧化钠溶液来制备含有第二重复单元III的马来酸酐共聚物。暴露于氢氧化钠溶液可以使马来酸酐官能团中的一部分水解以提供作为其钠盐的1，2-二羧酸重复单元III。也可以使用其他合适的碱性溶液使马来酸酐共聚物的马来酸酐重复单元中的至少一部分水解。重复单元III与II的比率可以例如通过提高在水解反应中使用的氢氧化钠的当量和/或增加反应时间来提高。备选地，可以使用酸催化的水解来由在马来酸酐共聚物中存在的马来酸酐重复单元中的至少一部分制备1，2-二羧酸重复单元III。
在一个实施例中，可以通过将包含重复单元I和II的马来酸酐共聚物暴露于氢氧化铵溶液来制备含有重复单元IV的马来酸酐共聚物。暴露于氢氧化铵溶液使马来酸酐官能团中的一部分水解和氨解以提供重复单元III和IV，其中重复单元IV是羧酸/酰胺重复单元。也可以使用其他合适的溶液来形成重复单元IV。重复单元IV与II的比率可以例如通过提高在水解反应(称为水解/氨解)中使用的氢氧化铵的当量和/或增加反应时间来提高。
其他组分
在多种实施方案中，包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物还可以包含一种或多种合适的额外组分。
包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物还可以包含一种或多种流体。组合物可以包含包括以下各项中的至少一种的流体：二丙二醇甲基醚、二丙二醇二甲基醚、二甲基甲酰胺、二甘醇甲基醚、乙二醇丁基醚、二甘醇丁基醚、碳酸丙二酯、D-柠檬烯、C2-C40脂肪酸C1-C10烷基酯、2-丁氧基乙醇、乙酸丁酯、乙酸糠酯(furfuryl acetate)、二甲亚砜、二甲基甲酰胺、柴油、煤油、矿物油、包括内烯烃的烃、包括α-烯烃的烃、二甲苯、离子液体、甲乙酮和环己酮。组合物可以包含任何比例的一种或多种流体，如约0.001重量％至约40重量％、约20重量％至约40重量％或约0.001重量％或更少，或者组合物重量的约0.01％、0.1％、1％、2％、3％、4％、5％、10％、15％、20％、30％、40％或更多。
除了马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂以外，组合物还可以包含增粘剂。增粘剂可以以任何合适的浓度存在，如与马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的浓度相比更大、更小或相等的浓度。增粘剂可以包括取代或未取代的多糖中的至少一种。增粘剂可以包括包含选自由以下各项组成的组中的至少一种单体的聚合物：乙二醇、丙烯酰胺、乙酸乙烯酯、2-丙烯酰胺基甲基丙磺酸或其盐、三甲基卤化铵丙烯酸乙酯(trimethylammoniumethyl acrylate halide)和三甲基卤化铵甲基丙烯酸乙酯(trimethylammoniumethyl methacrylate halide)。
包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物可以在将组合物放置到地下地层中或组合物与地下材料的接触之前、期间或之后与任何合适的井下流体组合(合并，combine)。例如，可以将包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物在地表上方与井下流体组合，然后将组合的组合物放置到地下地层中或与地下材料接触。备选地，可以将包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物注入到地下地层中以与井下流体组合，并且将合并的组合物与地下材料接触或视为放置到地下地层中。在一些实施方案中，在将组合物放置到地下地层中或地下材料与组合物接触之前、期间和之后中的至少一种的情况下，组合物单独或与其他材料组合地在地下地层中使用，其他材料例如是钻井液、增产处理液、压裂液、解卡液(spotting fluid)、排液(clean-up fluid)、完井液、补注处理液、废弃液、小段塞(pill)、酸化液、固井液(cementing fluid)、封隔液(packer fluid)或其组合。
钻井液也称为钻井泥浆或简称为“泥浆”，其是专门设计的在正在钻井眼时循环通过井眼以促进钻井操作的流体。钻井液可以是水基或油基的。钻井液可以将岩屑从钻头下方和周围带上来，将它们输送到环空上方，并且允许将它们分离。另外，钻井液可以冷却和润滑钻头，以及减小钻柱与钻孔侧面之间的摩擦力。钻井液有助于支撑钻杆和钻头，并且提供静水头以保持井眼壁的完整性并且防止井喷。可以根据特定地理地层的特性选择具体的钻井液体系以优化钻井操作。钻井液可以配制为防止不期望的地层流体从可渗透岩石流入以及形成暂时密封孔隙、其他开口和被钻头穿透的地层的薄的、低渗透性的滤饼。在水基钻井液中，固体颗粒悬浮在水或含有其他组分的盐水溶液中。油或其他非水液体可以在水或盐水中乳化，或者至少部分地溶解(对于较小疏水性的非水液体)，但是水是连续相。钻井液可以以任何合适的量存在于具有包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物的混合物中，如组合物重量的1％或更少，混合物重量的2％、3％、4％、5％、10％、15％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、85％、90％、95％、96％、97％、98％或99％或更多。
小段塞是用于完成常规钻井液不能实现的特定任务的较小量(例如，低于约500bbl，或低于约200bbl)的钻井液。例如，小段塞可以是高粘度小段塞，其用于例如帮助将岩屑从垂直井眼中提升出来。在另一实施例中，小段塞可以是淡水小段塞，其用于例如溶解盐层。另一实施例是解卡小段塞(pipe-freeing pill)，其例如用于破坏滤饼并且减轻压差卡钻力。在另一实施例中，小段塞是堵漏材料小段塞，其用于例如塞住漏失带。小段塞可以包含本文中作为钻井液的组分描述的任何组分。
交联反应产物可以形成密封剂(例如，密封剂凝胶)。在一些实施方案中，密封剂是刚性凝胶、鸣振凝胶(ringing gel)或唇形变凝胶(镶边凝胶，lipping gel)。
处理地下地层
处理地下地层包括向地下地层提供组合物并且使组合物交联以形成密封剂。组合物包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂。马来酸酐共聚物包含第一重复单元I和II，以及至少一种选自由重复单元III和IV组成的组中的第二重复单元。
在一些实施方案中，所述提供在地表上方进行。所述提供也可以在地下地层中进行。
在一些实施方案中，形成密封剂在套管、套管-套管环空、油管-套管环空或套管-地层环空中的至少一个的附近进行。在一些实施方案中，形成密封剂在没有水泥存在下在管道或其他结构中的空隙如裂缝、微环空等中进行。
在一些实施方案中，形成密封剂防止或延迟井眼流体到地层中或地层流体到井眼中的不期望的损失或流动。在一些实施方案中，密封剂防止或延迟不期望的流体到地层中的不期望的损失或泄漏。
另外，本公开内容中提供了一种防止或缓解钻井液或其他流体循环在穿透地下地层的井眼中的损失的方法。在一些实施方案中，包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物以增重或未增重的“小段塞”提供以引入到井眼中。这样的“小段塞”典型地包含与所需量的水、基础油、水基钻井液或非水基钻井液以及在一些情况下的增重剂如重晶石、碳酸钙或盐掺混的组合物。小段塞中使用的组合物的量取决于待处理的地下裂隙、开口或漏失带的尺寸。如果需要的话，可以使用多个小段塞或处理。在一些实施方案中，在将包含组合物的小段塞引入到井眼中时停止钻井。组合物可以进入漏失带或者地层的多孔或压裂部分，在那里其将防止或延迟钻井液和其他井眼流体的进入。此外，可以利用压力将小段塞挤压到漏失带中并且使浆料去流化。在一些实施方案中，包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物还含有防漏材料，防漏材料能够在漏失带内部堆积并且形成横跨漏失带的固体桥接，同时树脂在堆积块内和周围凝固，由此增强防漏材料的有效性。
检修井眼包括在井眼和地下地层中的至少一个的一部分内提供包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂的组合物。马来酸酐共聚物包含第一重复单元I和II。马来酸酐共聚物还包含至少一种选自由重复单元III和IV组成的组中的第二重复单元。
在一些实施方案中，使用泵将组合物引入到井眼和地下地层的至少一个中。可以一起从至少一个来源或者同时从至少两个不同来源泵送马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂。备选地，可以首先泵送马来酸酐共聚物，并且可以其次泵送胺交联剂和凝胶时间控制剂。备选地，可以首先泵送胺交联剂和凝胶时间控制剂，并且可以其次泵送马来酸酐共聚物。在一些情况下，凝胶时间控制剂可以与马来酸酐共聚物一起泵送，并且胺交联剂单独地泵送。在某些情况下，马来酸酐共聚物、胺交联剂和凝胶时间控制剂全部都可以单独地泵送。
在一些实施方案中，在引入包含马来酸酐共聚物和胺交联剂的组合物之前，将含有凝胶时间控制剂的水溶液引入到井眼和地下地层的至少一个中(凝胶时间控制剂“前置液”)。组合物可以不含凝胶时间控制剂。在其他实施方案中，在引入包含马来酸酐共聚物、胺交联剂和第二凝胶时间控制剂的组合物之前，将含有第一凝胶时间控制剂的水溶液引入到井眼和地下地层的至少一个中。第一凝胶时间控制剂和第二凝胶时间控制剂可以相同或不同。
其他信息
详细地参照所公开主题的某些实施方案。尽管将结合权利要求描述所公开主题，但是例示的主题并不意图将权利要求限于所公开主题。
以范围形式表示的值应以灵活的方式解释为不仅包括作为范围的界限明确记载的数值，而且包括在该范围内涵盖的所有单个数值或子范围，如同明确记载了每个数值和子范围一样。例如，“约0.1％至约5％”或“约0.1％至5％”应解释为不仅仅包括约0.1％至约5％，还包括在所指示范围内的单个数值(例如，1％、2％、3％和4％)和子范围(例如，0.1％至0.5％、1.1％至2.2％、3.3％至4.4％)。除非另有说明，表述“约X至Y”具有与“约X至约Y”相同的含义。同样，除非另有说明，表述“约X、Y或约Z”具有与“约X、约Y或约Z”相同的含义。
在本文中，除非上下文另有明确指明，术语“一个(a)”、“一种(an)”或“所述或该(the)”用于包括一个(种)或多于一个(种)。除非另有说明，术语“或”用于指无排他性的“或”。表述“A和B中的至少一个”具有与“A、B或A和B”相同的含义。另外，应理解，本公开内容中采用并且没有另外定义的短语或术语仅用于描述的目的而不是用于限制的目的。任何章节标题的使用旨在帮助阅读本文件，而不应理解为限制；与章节标题相关的信息可以出现在该特定章节之内或之外。
在本文所述的制造方法中，除了在明确记载了时间或操作顺序时，可以以任何顺序实施动作。此外，可以同时实施指定动作，除非明确的权利要求语言记载了单独实施它们。例如，所要求的进行X的动作和所要求的进行Y的动作可以在单个操作中同时进行，并且所得的方法将落入所要求的方法的字面范围内。
术语“约”可以允许一定程度的值或范围的可变性，例如在所陈述的值或所陈述的范围界限的10％以内，5％以内，或1％以内。
术语“基本上”是指大部分或大多数，如以至少约50％、60％、70％、80％、90％、95％、96％、97％、98％、99％、99.5％、99.9％、99.99％或至少约99.999％或更大。
术语“有机基团”是指但不限于任何含碳官能团。例如，含氧基团，如烷氧基、芳氧基、芳烷基氧基、氧代(羰基)基团、羧基(包括羧酸、羧酸盐和羧酸酯)；含硫基团，如烷基和芳基硫化物基团；以及其他含杂原子基团。有机基团的非限制性实例包括OR、OOR、OC(O)N(R)2、CN、CF3、OCF3、R、C(O)、亚甲基二氧基、亚乙基二氧基、N(R)2、SR、SOR、SO2R、SO2N(R)2、SO3R、C(O)R、C(O)C(O)R、C(O)CH2C(O)R、C(S)R、C(O)OR、OC(O)R、C(O)N(R)2、OC(O)N(R)2、C(S)N(R)2、(CH2)0-2N(R)C(O)R、(CH2)0-2N(R)N(R)2、N(R)N(R)C(O)R、N(R)N(R)C(O)OR、N(R)N(R)CON(R)2、N(R)SO2R、N(R)SO2N(R)2、N(R)C(O)OR、N(R)C(O)R、N(R)C(S)R、N(R)C(O)N(R)2、N(R)C(S)N(R)2、N(COR)COR、N(OR)R、C(＝NH)N(R)2、C(O)N(OR)R或C(＝NOR)R，其中R可以是氢(在包含其他碳原子的实例中)或基于碳的部分，并且其中基于碳的部分本身可以进一步被取代。
术语“取代的”是指如本文所定义的有机基团或分子，其中含有的一个或多个氢原子被一个或多个非氢原子代替的分子。术语“官能团”或“取代基”是指可以在分子或有机基团上或者被取代到分子或有机基团上的基团。取代基或官能团的实例包括但不限于：卤素(例如，F、Cl、Br和I)；诸如以下各项的基团中的氧原子：羟基、烷氧基、芳氧基、芳烷基氧基、氧代(羰基)基团、羧基(包括羧酸、羧酸盐和羧酸酯)；诸如以下各项的基团中的硫原子：硫醇基、烷基和芳基硫化物基团、亚砜基、砜基、磺酰基和磺酰胺基；诸如以下各项的基团中的氮原子：胺、羟胺、腈、硝基、N-氧化物、肼、叠氮化物和烯胺；以及各种其他基团中的其他杂原子。
术语“烷基”是指具有1至40个碳原子、1至约20个碳原子、1至12个碳原子或者在一些实施方案中1至8个碳原子的直链和支链烷基以及环烷基。直链烷基的实例包括具有1至8个碳原子的那些，如甲基、乙基、正丙基、正丁基、正戊基、正己基、正庚基和正辛基。支链烷基的实例包括但不限于异丙基、异丁基、仲丁基、叔丁基、新戊基、异戊基和2，2-二甲基丙基。如本文中使用的，术语“烷基”涵盖正构烷基、异构烷基和反异构烷基(anteisoalkyl)以及其他支链形式的烷基。代表性的取代烷基可以被本文中所列出的基团(例如，氨基、羟基、氰基、羧基、硝基、硫基、烷氧基和卤素基团)中的任一个取代一次或多次。
术语“环烷基”是指环状烷基，如但不限于环丙基、环丁基、环戊基、环己基、环庚基和环辛基。在一些实施方案中，环烷基可以具有3至约8-12个环成员，而在其他实施方案中，环碳原子的数量为3至4、5、6或7。环烷基还包括多环环烷基，如但不限于降冰片基、金刚烷基、冰片基、莰烯基、异莰烯基和蒈烯基(carenyl)，以及稠合环，如但不限于十氢化萘基等。环烷基还包括被如本文中所定义的直链或支链烷基取代的环。代表性的取代环烷基可以是单取代的或多于一次取代的，如但不限于2，2-、2，3-、2，4-、2，5-或2，6-二取代的环己基，或单-、二-或三-取代的降冰片基或环庚基，其可以被例如氨基、羟基、氰基、羧基、硝基、硫基、烷氧基和卤素基团取代。术语“环烯基”单独或组合地表示环状烯基。
术语“烯基”是指如本文所定义的直链和支链以及环状烷基，不同之处在于在两个碳原子之间存在至少一个双键。因此，烯基具有2至40个碳原子、或2至约20个碳原子、或2至12个碳原子或者在一些实施方案中2至8个碳原子。实例包括但不限于乙烯基、-CH＝CH(CH3)、-CH＝C(CH3)2、-C(CH3)＝CH2、-C(CH3)＝CH(CH3)、-C(CH2CH3)＝CH2、环己烯基、环戊烯基、环己二烯基、丁二烯基、戊二烯基和己二烯基等。
术语“炔基”是指如本文所定义的直链和支链烷基，不同之处在于在两个碳原子之间存在至少一个三键。因此，炔基具有2至40个碳原子、2至约20个碳原子、或2至12个碳原子或者在一些实施方案中2至8个碳原子。实例包括但不限于-C≡CH、-C≡C(CH3)、-C≡C(CH2CH3)、-CH2C≡CH、-CH2C≡C(CH3)和-CH2C≡C(CH2CH3)等。
术语“酰基”是指含羰基部分的基团，其中该基团经由羰基碳原子键接。羰基碳原子还与另一碳原子键接，该另一碳原子可以是烷基、芳基、芳烷基、环烷基、环烷基烷基、杂环基、杂环基烷基、杂芳基、杂芳基烷基等的一部分。在其中羰基碳原子与氢键接的特殊情况下，所述基团是“甲酰基”基团，其为如本文所定义的术语的一种酰基。酰基可以包括与羰基键接的0至约12-20或12-40个另外的碳原子。酰基可以包括在本文含义内的双键或三键。丙烯酰基是酰基的一个实例。酰基还可以包含在本文含义内的杂原子。烟酰基(吡啶基-3-羰基)是在本文含义内的酰基的一个实例。其他实例包括乙酰基、苯甲酰基、苯乙酰基、吡啶基乙酰基、肉桂酰基和丙烯酰基等。当含有与羰基碳原子键接的碳原子的基团含有卤素时，该基团称为“卤代酰基”基团。一个实例是三氟乙酰基。
术语“芳基”是指在环中不含杂原子的环状芳族烃(基)。因此，芳基包括但不限于苯基、薁基(azulenyl)、庚搭烯基(heptalenyl)、联苯基、引达省基(indacenyl)、芴基、菲基、苯并菲基(triphenylenyl)、芘基、并四苯基、基、亚联苯基(biphenylenyl)、蒽基和萘基。在一些实施方案中，芳基在基团的环部分中含有约6至约14个碳。芳基可以是未取代或取代的，如本文所定义。代表性的取代芳基可以是单取代或多于一次取代的，如但不限于2-、3-、4-、5-或6-取代的苯基或2-8取代的萘基，其可以被碳或非碳基团如本文所列出的那些取代。
术语“芳烷基”是指其中烷基的氢或碳键被连接至如本文所定义的芳基的键代替的本文所定义的烷基。代表性的芳烷基包括苄基和苯乙基，以及稠合(环烷基芳基)烷基，如4-乙基-茚满基。芳烯基是指其中烷基的氢或碳键被连接至如本文所定义的芳基的键代替的本文所定义的烯基。
术语“杂环基”是指含有三个以上环成员的芳族和非芳族环化合物，所述环成员中的一个或多个是杂原子，如但不限于N、O和S。因此，杂环基可以是环杂烷基或杂芳基，或者在多环的情况下是其任意组合。在一些实施方案中，杂环基包含3至约20个环成员，而其他这样的基团具有3至约15个环成员。表示为C2-杂环基的杂环基可以是具有两个碳原子和三个杂原子的5元环、具有两个碳原子和四个杂原子的6元环等等。同样地，C4-杂环基可以是具有一个杂原子的5元环、具有两个杂原子的6元环等等。碳原子的数量加上杂原子的数量等于环原子的总数。杂环基环还可以包含一个或多个双键。杂芳基是杂环基的一个实施方案。短语“杂环基”包括稠合环物种，其包括包含稠合的芳族和非芳族基团的那些。
术语“杂环基烷基”是指其中本文所定义的烷基的氢或碳键被连接至如本文所定义的杂环基的键代替的本文所定义的烷基。代表性的杂环基烷基包括但不限于呋喃-2-基甲基、呋喃-3-基甲基、吡啶-3-基甲基、四氢呋喃-2-基乙基和吲哚-2-基丙基。
术语“杂芳基烷基”是指其中烷基的氢或碳键被连接至如本文所定义的杂芳基的键代替的本文所定义的烷基。
术语“烷氧基”是指与本文所定义的烷基(包括环烷基)相连的氧原子。直链烷氧基的实例包括但不限于甲氧基、乙氧基、丙氧基、丁氧基、戊氧基、己氧基等。支链烷氧基的实例包括但不限于异丙氧基、仲丁氧基、叔丁氧基、异戊氧基、异己氧基等。环状烷氧基的实例包括但不限于环丙基氧基、环丁基氧基、环戊基氧基、环己基氧基等。烷氧基可以包含与氧原子键接的一至约12-20或约12-40个碳原子，并且还可以包含双键或三键，并且还可以包含杂原子。例如，烯丙基氧基是在本文含义内的烷氧基。甲氧基乙氧基也是在本文含义内的烷氧基，在结构的两个相邻原子被其取代的情况下的亚甲基二氧基同样如此。
术语“胺”是指具有例如式N(基团)3的伯胺、仲胺和叔胺，其中各个基团可以独立地是H或非H，如烷基、芳基等。胺包括但不限于：R-NH2，例如，烷基胺、芳基胺、烷基芳基胺；其中各个R是独立选择的R2NH，如二烷基胺、二芳基胺、芳烷基胺、杂环基胺等；以及其中各个R是独立选择的R3N，如三烷基胺、二烷基芳基胺、烷基二芳基胺、三芳基胺等。
术语“氨基”是指-NH2、-NHR和-NR2形式的取代基，其中各个R独立地选择。因此，被氨基取代的任何化合物可以视为胺。在本文含义内的“氨基”可以是伯氨基、仲氨基或叔氨基。“烷基氨基”基团包括单烷基氨基、二烷基氨基和三烷基氨基。
除非另外指明，如本文中使用的术语“卤代”、“卤素”或“卤化物”基团本身或作为另一取代基的一部分意指氟、氯、溴或碘原子。
如本文中使用的术语“卤代烷基”包括单卤代烷基、多卤代烷基，其中所有卤素原子可以相同或不同，以及全卤代烷基，其中所有氢原子被卤素原子如氟代替。卤代烷基的实例包括三氟甲基、1，1-二氯乙基、1，2-二氯乙基、1，3-二溴-3，3-二氟丙基、全氟丁基等。
术语“烃”是指包含碳和氢原子的官能团或分子。此术语也可以是指通常包含碳和氢原子两者但是其中所有氢原子都被其他官能团取代的官能团或分子。
术语“烃基”是指衍生自直链、支链或环状的烃的官能团，并且可以是烷基、烯基、炔基、芳基、环烷基、酰基或其任意组合。
术语“溶剂”是指可以溶解固体、其他液体或气体的液体。溶剂的非限制性实例是有机硅、有机化合物、水、醇、离子液体和超临界流体。
术语“数均分子量”是指样品中的个体分子的分子量的普通算术平均值。其被定义为样品中所有分子的总重量除以样品中分子的总数量。实验上，数均分子量(Mn)通过以下方式确定：通过式Mn＝∑Mini/∑ni分析分成具有ni个分子量Mi的分子的物种i的分子量分数的样品。数均分子量可以通过多种公知的方法(包括凝胶渗透色谱法、光谱端基分析和渗透压测定法)来测量。如果未指明，则本文给出的聚合物的分子量是数均分子量。
术语“重均分子量”是指等于∑Mi 2ni/∑Mini的Mw，其中ni是分子量为Mi的分子的数量。在多个实施例中，重均分子量可以使用光散射、小角中子散射、X射线散射和沉降速度来确定。
术语“室温”是指约15℃至约28℃的温度。
术语“标准温度和压力”是指20℃和101kPa。
“聚合度”是聚合物中重复单元的数量。
术语“聚合物”是指具有至少一种重复单元的分子，且可以包括共聚物。
术语“共聚物”是指包含至少两种不同重复单元的聚合物。共聚物可以包含任何合适数量的重复单元。
术语“井下”是指在地球表面下方，如在井眼内或与井眼流体连接的位置。
术语“钻井液”是指如在井眼形成期间用于井下钻井操作的流体、浆料或泥浆。
术语“增产处理液”是指在可以提高井产量的井的增产处理活动(包括射孔活动)期间井下使用的流体或浆料。在一些实施例中，增产处理液可以包括压裂液或酸化液。
术语“排空液”是指在井的排空活动(如用于从地下地层移除堵塞所需材料流动的材料的任何处理)期间井下使用的流体或浆料。在一个实施例中，排空液可以是用于移除通过一种或多种射孔处理形成的材料的酸化处理。在另一实施例中，排空液可以用于移除滤饼。
术语“压裂液”是指在压裂操作期间井下使用的流体或浆料。
术语“解卡液”是指在解卡操作期间井下使用的流体或浆料，并且可以是设计用于井下区域的局部处理的任何流体。在一个实施例中，解卡液可以包含用于处理井眼的特定区段的防漏材料，如用于封堵井眼中的裂缝和防止下陷。在另一实施例中，解卡液可以包含控水材料。在一些实施例中，解卡液可以设计用于释放钻井或提取设备的卡住的零件，可以利用钻井润滑剂降低扭矩和曳力，防止压差卡钻，有利于井眼稳定性，并且可以有助于控制泥浆重量。
术语“完井液”是指在井的完井阶段期间井下使用的流体和浆料，其包含固井组合物。
术语“补注处理液”是指用于井的补注处理的井下使用的流体或浆料。补注处理可以包括设计用于提高或维持井的生产率的处理，如增产处理或排空处理。
术语“废弃液”是指在井的废弃阶段期间或之前井下使用的流体或浆料。
术语“酸化液”是指在酸化处理期间井下使用的流体或浆料。在一个实施例中，酸化液用于排空操作以移除阻塞所需材料的流动的材料，如在射孔操作期间形成的材料。在一些实施例中，酸化液可以用于损害清除。
术语“固井液”是指在井的固井操作期间井下使用的流体或浆料。例如，固井液可以包括包含水泥和水泥窑灰中的至少一种的水性混合物。在另一实施例中，固井液可以包含至少部分处于未固化状态的可固化树脂材料，如聚合物。
术语“控水材料”是指在井下与水性材料相互作用使得疏水性材料可以更容易地行进到地表并且使得亲水性材料(包括水)不太容易行进到地表的固体或液体材料。控水材料可以用于处理井以使采出水的比率降低并且使采出烃的比率升高，如通过选择性地将产水地下地层和井眼之间的材料结合到一起，同时仍使得产烃地层能够保持输出。
术语“封隔液”是指可以放置在封隔器上方的油管和外套管之间的井的环空区域中的流体或浆料。在多个实施例中，封隔液可以提供静水压力以降低跨过密封元件的压差，降低在井眼和套管上的压差以防止坍塌，并且保护金属和弹性体免于腐蚀。
术语“流体”是指气体、液体、凝胶以及临界和超临界材料。
术语“地下材料”或“地下地层”是指在地球表面下方(包括在海洋底部表面下方)的任何材料。例如，地下地层或材料可以是井眼的任何部分和与井眼流体接触的地下产石油-或产水-地层或区域的任何部分。将材料放置在地下地层中可以包括使该材料与井眼的任何部分或与其接触的任何地下区域接触。地下材料可以包括放到井眼中的任何材料，如水泥、钻机轴杆(drill shaft)、衬管(liner)、油管、套管或筛分器(screen)；将材料放置在地下地层中可以包括与这样的地下材料接触。在一些实施例中，地下地层或材料可以是可以产生液态或气态石油材料、水的任何地面下区域，或与其流体接触的任何地面下部分。例如，地下地层或材料可以是期望压裂的区域、裂缝或在裂缝周围的区域和流动通路或在流动通路周围的区域中的至少一种，其中裂缝或流动通路可以任选地直接地或通过一个或多个裂缝或流动通路与地下石油-或水-产生区域流体连接。
“地下地层的处理”可以包括任何涉及从地下产石油-或产水-地层或区域中提取水或石油材料的活动，例如，包括钻井、增产处理、水力压裂、排空、酸化、完井、固井、补注处理、控水、废弃等。
井下“流动通路”可以包括两个地下位置通过其处于流体连接的任何合适的地下流动通路。流动通路可以对于石油或水来说足以从一个地下位置流动到井眼，反之亦然。流动通路可以包括水力裂缝以及穿过筛分器、穿过砾石过滤层(gravel pack)、穿过支撑剂(包括穿过树脂粘合的支撑剂或沉积在裂缝中的支撑剂)和穿过砂石的流体连接中的至少一种。流动通路可以包括流体可以流过的天然地下通道。在一些实施方案中，流动通路可以是水源并且可以包括水。在一些实施方案中，流动通路可以是石油源并且可以包括石油。在一些实施方案中，流动通路可以足以使水、井下流体或采出烃中的至少一种从井眼、裂缝或与其相连的流动通路转移。
实施例
ISOBAM 104(来自Kuraray Co.，Ltd.)是用氢氧化铵部分水解以产生酰胺-铵型水解官能团的单体比为1∶1且重均分子量为5x104的聚(马来酸酐/异丁烯)共聚物，将其用作聚合物。使用TEPA作为胺型交联剂以使基础聚合物交联从而提供适合于通过注入放置的凝胶时间(交联时间)。使用10∶1的聚合物与胺的重量比。
通用程序包括将聚合物溶解在水中以制备10重量％的聚合物溶液，并且在搅拌下加入1重量％的胺液体和指定量的指定凝胶时间控制剂。凝胶时间使用由BrookfieldEngineering Laboratories，Inc.(美国马萨诸塞州)供应的Brookfield粘度计(DV2+型)测量，并且使用#3主轴在特定温度作为时间的函数监测粘度。凝胶时间定义为曲线(粘度相对于时间)的斜率急剧增大的时间。在所有情况下，凝胶都是刚性的鸣振型凝胶。“刚性凝胶”可以定义为当从其容器中取出时保持其形状并且在施加小力时不永久变形的凝胶。“鸣振凝胶”定义为当在硬表面上轻轻敲打容纳有凝胶的容器时其会如音叉一样振动的凝胶。“唇形变凝胶”或“弱凝胶”定义为当倾斜容纳凝胶的容器时凝胶会在倾斜方向上弹性地变形并且趋于流动/延展的凝胶。
表1-3列出了包含10重量％聚合物(ISOBAM 104)和所示不同量的TEPA的对照组合物以及包含10重量％聚合物(ISOBAM 104)、1重量％TEPA和指定量的指定凝胶时间控制剂的其他组合物的凝胶时间。通过使凝胶在表1-3中所示的温度老化并且观察凝胶的游离水的排出和收缩凝胶的分离来监测交联凝胶的稳定性。游离水的排出和收缩凝胶的分离(“脱水收缩”)引入流体可以流动通过的空隙，并且可以是通过凝胶的不完全密封的指示。
表1列出了包含10重量％聚合物(ISOBAM 104)、1重量％TEPA以及0.4重量％、1.0重量％和4重量％的不同盐的组合物在180°F的凝胶时间(以分钟为单位)。如在表1中看到的，添加较大量的当溶解在水中时生成碱性溶液的盐(如碳酸钠和磷酸钠(Na3PO4))延迟凝胶时间，而添加较大量的当溶解在水中时生成酸性溶液的盐(如氨基三(亚甲基膦酸)五钠盐、酸式焦磷酸钠和柠檬酸钠)加速凝胶时间。
表1：在180°F在盐存在下的凝胶时间(分钟)
检查通过溶解不同量的完全中和的磷酸钠产生的溶液的pH证实，与不含所述盐或含有较低浓度所述盐的制剂相比，将树脂溶液的pH升高到高于9.2的盐浓度提供更长的凝胶时间。因此，例如，含有10重量％ISOBAM 104、1重量％TEPA和0.4重量％磷酸钠的树脂溶液具有9.2的pH，并且相应的凝胶时间为100分钟，其少于没有该盐的制剂的凝胶时间。含有2重量％磷酸钠的类似溶液具有9.6的pH，并且提供180分钟的凝胶时间，其类似于没有该盐的制剂。含有4重量％硫酸钠的类似制剂具有10.0的pH，并且相应的凝胶时间为330分钟，其与没有该盐的制剂相比显著更长。由当溶解在水溶液中时的盐产生的pH值至少部分地取决于通过强碱中和的酸的弱度。即，酸越弱，通过这样的弱酸和强碱的盐产生的溶液的pH越高。
表2列出了包含10重量％聚合物与2重量％和0.5重量％TEPA(在140°F)(分别为#1和#2)、1重量％TEPA(在170°F)以及1重量％TEPA(在180°F)(分别为#3和#4)的对照组合物的凝胶时间(以小时为单位)。具有不带电有机凝胶时间控制剂的组合物包含：10重量％聚合物、2重量％TEPA和0.8重量％三乙醇胺(在140°F)(#5)；10重量％聚合物、0.5重量％TEPA和0.5重量％三乙醇胺(在140°F)(#6)；10重量％聚合物、1重量％TEPA和0.4重量％N，N-二甲基乙二胺(在170°F)(#7)；10重量％聚合物、1重量％TEPA和0.8重量％N，N-二甲基乙二胺(在170°F)(#8)；10重量％聚合物、1重量％TEPA和1.0重量％一乙醇胺(在170°F)(#9)；10重量％聚合物、1重量％TEPA和0.4重量％一乙醇胺(在170°F)(#10)；以及10重量％聚合物、1重量％TEPA和1重量％柠檬酸(在180°F)(#11)。与对于1.0重量％柠檬酸在180°F的0.16小时(9.6分钟)相比，利用0.34重量％柠檬酸的凝胶时间在180°F为42分钟，并且利用0.68重量％柠檬酸的凝胶时间在180°F为22分钟。
表2：在不带电的有机酸和碱存在下的凝胶时间(以小时为单位)
如从表2看到的，与在相同温度的具有聚合物和单独的TEPA的组合物相比，水溶性的有机碱(如一乙醇胺和三乙醇胺)可以延迟或加速凝胶时间。例如，#1和#5的凝胶时间的比较表明，在加入0.5重量％三乙醇胺的情况下，在140°F的凝胶时间从8.9小时增加到13.4小时。类似地，#2和#6的凝胶时间的比较表明，在加入0.8重量％三乙醇胺的情况下，在140°F的凝胶时间从58小时增加到63小时。然而，#3、#7和#8的比较表明，在分别加入0.4重量％和0.8重量％的N，N-二甲基乙二胺的情况下，在170°F的凝胶时间分别从7小时减少到1.8小时以及从7小时减少到3小时。类似地，#3、#9和#10的比较表明，在分别加入1.0重量％和0.4重量％的一乙醇胺的情况下，在170°F的凝胶时间分别从7小时减少到4小时以及从7小时减少到2小时。因此，氨基化合物(例如烷醇胺化合物和含有一个伯胺基的胺)可以延迟或加速凝胶时间。如还从表2看到的，与在相同温度的具有聚合物和单独的TEPA的组合物相比，水溶性的有机酸(如柠檬酸)减少凝胶时间。
对于由酸和其共轭碱的组合制成的缓冲剂形式的凝胶时间控制剂的结果在表3中示出。表3列出了包含10重量％聚合物、1重量％TEPA和缓冲剂中指定量的酸和碱的组合物在180°F的凝胶时间(以分钟为单位)。结果表明，与包含10重量％聚合物和1重量％TEPA的组合物(表2中的#4)在180°F的3小时凝胶时间相比，由布朗斯台德酸和布朗斯台德碱(如柠檬酸和氢氧化钠)或布朗斯台德酸和路易斯碱(如柠檬酸和一乙醇胺)制备的缓冲剂起作凝胶时间加速剂的作用，而由路易斯酸和路易斯碱(如硼酸和一乙醇胺)制备的缓冲剂起作凝胶时间延迟剂的作用。
表3.在180°F利用缓冲剂的凝胶时间变动
a含有35重量％的水、18重量％的MEA和47重量％的硼酸的溶液
b含有43重量％的水、22重量％的MEA和35重量％的柠檬酸的溶液
在低于180°F的温度的另外的实验证实，在越低的温度下凝胶化越慢。在一个实施例中，由82.2重量％水、14.5重量％ISOBAM 104、2.4重量％柠檬酸、0.5重量％Na3PO4和0.4重量％TEPA组成的体系在100°F具有90分钟的凝胶时间。此组合物的pH在5.0-5.4的范围内。在一个实施例中，由81.7重量％水、14.4重量％ISOBAM 104、2.4重量％柠檬酸、0.5重量％Na3PO4和1重量％TEPA组成的制剂在70°F具有15小时的凝胶时间。
尽管上述结果可能不适配一种统一的理论，但是这些结果证实，通过对盐、缓冲剂和在溶解在水溶液中时提供酸性或碱性溶液的化合物的精心选择为本领域技术人员提供调整所公开的树脂溶液的凝胶时间以适合于各种井下需求的能力。
其他实施方案
已经描述了所述主题的具体实施方式。对本领域技术人员来说明显的是，所描述的实施方式的其他实施方式、变化和变换在所附权利要求的范围内。因此，以上示例性实施方式的描述不限定或约束本公开内容。在不脱离本公开内容的精神和范围的情况下，其他改变、替换和变化也是可能的。

Claims (23)

1.一种用于处理地下地层的组合物，所述组合物包含：
马来酸酐共聚物，所述马来酸酐共聚物包含：
第一重复单元I和II：
其中各个R1独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组，并且各个R2独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组；和
至少一种选自由重复单元III和IV组成的组中的第二重复单元：
其中各个R3独立地选自由-OH和-O-M1组成的组，各个M1独立地选自由碱金属、碱土金属、铵离子和季铵离子组成的组，并且各个R4独立地选自由-NH2和-OM1组成的组；
胺交联剂；以及
凝胶时间控制剂，所述凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：
当溶解在水中时生成碱性溶液的盐；
当溶解在水中时生成酸性溶液的盐；
当溶解在水中时生成碱性溶液的不带电有机分子；
当溶解在水中时生成酸性溶液的不带电有机分子；和
pH缓冲剂，
其中与在没有所述凝胶时间控制剂存在下具有相同重量百分比的所述马来酸酐共聚物和所述胺交联剂的组合物相比，所述凝胶时间控制剂加速或延迟由所述组合物形成凝胶。
2.根据权利要求1所述的组合物，其中重复单元III和重复单元IV分别包括重复单元IIIA和重复单元IVA：
3.根据权利要求1或权利要求2所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括当溶解在水中时生成碱性溶液的盐。
4.根据权利要求3所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：六偏磷酸钠、碳酸氢钠、碳酸钠、四硼酸钠和磷酸钠。
5.根据权利要求1或权利要求2所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括当溶解在水中时生成酸性溶液的盐。
6.根据权利要求5所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：三(亚甲基膦酸)五钠盐、酸式焦磷酸钠、磷酸氢二钠和柠檬酸钠。
7.根据权利要求1或权利要求2所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括当溶解在水中时生成碱性溶液的不带电有机分子。
8.根据权利要求7所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：一乙醇胺、三乙醇胺和N，N-二甲基乙二胺。
9.根据权利要求1或权利要求2所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括当溶解在水中时生成酸性溶液的不带电有机分子。
10.根据权利要求9所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括柠檬酸。
11.根据权利要求1或权利要求2所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括pH缓冲剂，所述pH缓冲剂包含布朗斯台德酸和布朗斯台德碱。
12.根据权利要求11所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包含柠檬酸和柠檬酸钠。
13.根据权利要求1或权利要求2所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括pH缓冲剂，所述pH缓冲剂包含布朗斯台德酸和路易斯碱。
14.根据权利要求13所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包含柠檬酸和一乙醇胺。
15.根据权利要求1或权利要求2所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂包括pH缓冲剂，所述pH缓冲剂包含路易斯酸和路易斯碱。
16.根据权利要求1或权利要求2所述的组合物，其中所述凝胶时间控制剂在没有凝固水泥存在下加速或延迟由所述马来酸酐共聚物和所述胺交联剂形成凝胶。
17.一种处理地下地层的方法，所述方法包括：
向地下地层提供包含以下各项的组合物：
马来酸酐共聚物，所述马来酸酐共聚物包含：
第一重复单元I和II：
其中，各个R1独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组，并且各个R2独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组；和
至少一种选自由重复单元III和IV组成的组中的第二重复单元：
其中，各个R3独立地选自由-OH和-O-M1组成的组，各个M1独立地选自由碱金属、碱土金属、铵离子和季铵离子组成的组，并且各个R4独立地选自由-NH2和-OM1组成的组；
胺交联剂；和
凝胶时间控制剂，所述凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：
当溶解在水中时生成碱性溶液的盐；
当溶解在水中时生成酸性溶液的盐；
当溶解在水中时生成碱性溶液的不带电有机分子；
当溶解在水中时生成酸性溶液的不带电有机分子；和
pH缓冲剂；以及
利用所述胺交联剂使所述马来酸酐共聚物交联以形成密封剂，其中所述凝胶时间控制剂加速或延迟所述密封剂的形成。
18.根据权利要求17所述的方法，其中使所述组合物交联以形成密封剂在管道的空隙中或在套管、套管-套管环空、油管-套管环空或套管-地层环空附近进行。
19.根据权利要求17或权利要求18所述的方法，其中利用所述胺交联剂使所述马来酸酐共聚物交联以形成密封剂防止或延迟井眼流体到地层中或地层流体到井眼中的不期望的损失或流动。
20.根据权利要求17至19中任一项所述的方法，其中利用所述胺交联剂使所述马来酸酐共聚物交联以形成密封剂在没有凝固水泥存在下进行。
21.一种处理地下地层的方法，所述方法包括：
向所述地下地层提供包含凝胶时间控制剂的水溶液以产生经预处理的地下地层，其中所述凝胶时间控制剂包括以下各项中的至少一种：
当溶解在水中时生成碱性溶液的盐；
当溶解在水中时生成酸性溶液的盐；
当溶解在水中时生成碱性溶液的不带电有机分子；
当溶解在水中时生成酸性溶液的不带电有机分子；和
pH缓冲剂；
向所述经预处理的地下地层提供包含以下各项的组合物：
马来酸酐共聚物，所述马来酸酐共聚物包含：
第一重复单元I和II：
其中，各个R1独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组，并且各个R2独立地选自由-H、-O(C1-C5)烷基和-(C1-C5)烷基组成的组；和
至少一种选自由重复单元III和IV组成的组中的第二重复单元：
其中，各个R3独立地选自由-OH和-O-M1组成的组，各个M1独立地选自由碱金属、碱土金属、铵离子和季铵离子组成的组，并且各个R4独立地选自由-NH2和-OM1组成的组；和
胺交联剂；以及
利用所述组合物的胺交联剂使所述组合物的马来酸酐共聚物交联以形成密封剂，其中所述凝胶时间控制剂加速或延迟所述密封剂的形成。
22.根据权利要求21所述的方法，其中所述组合物不含凝胶时间控制剂。
23.根据权利要求21或22所述的方法，其中所述凝胶时间控制剂是第一凝胶时间控制剂，并且所述组合物包含第二凝胶时间控制剂。
CN201780066363.7A 2016-11-04 2017-11-01 控制用于封堵流动通道的补注水性树脂组合物的凝胶时间 Active CN109890933B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201662417656P 2016-11-04 2016-11-04
US62/417,656 2016-11-04
PCT/US2017/059534 WO2018085402A1 (en) 2016-11-04 2017-11-01 Controlling gel times of remedial aqueous resin compositions for sealing off flow channels

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109890933A true CN109890933A (zh) 2019-06-14
CN109890933B CN109890933B (zh) 2022-03-08

Family

ID=60543666

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201780066363.7A Active CN109890933B (zh) 2016-11-04 2017-11-01 控制用于封堵流动通道的补注水性树脂组合物的凝胶时间

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20180127636A1 (zh)
EP (1) EP3535343A1 (zh)
CN (1) CN109890933B (zh)
CA (1) CA3040905A1 (zh)
WO (1) WO2018085402A1 (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10526458B1 (en) * 2018-12-18 2020-01-07 Saudi Arabian Oil Company Gellable, non-aqueous oil well treatment fluids comprising elastomeric maleic anhydride copolymers
CN114350332B (zh) * 2020-08-26 2023-01-31 中国石油大学(北京) 仿生与双疏高效能水基钻井液

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0050375A1 (en) * 1980-10-22 1982-04-28 Kuraray Co., Ltd. Highly absorbent resin
EP0059062A1 (en) * 1981-02-16 1982-09-01 Kuraray Isoprene Chemical Co., Ltd Water-swellable composite caulking material for preventing water leakage
CN1169444A (zh) * 1996-05-31 1998-01-07 埃尔夫阿托化学有限公司 水凝性无机组合物的改性剂及改性水凝性无机组合物
US6176315B1 (en) * 1998-12-04 2001-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow through subterranean zones
US20060234871A1 (en) * 2005-01-24 2006-10-19 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole
US20100036017A1 (en) * 2005-01-24 2010-02-11 Eoff Larry S Sealant Compositions Comprising Diutan and Associated Methods
CN102369254A (zh) * 2008-12-18 2012-03-07 巴斯夫欧洲公司 阻塞地层的方法
US20150114649A1 (en) * 2013-10-30 2015-04-30 Halliburton Energy Sevices, Inc. Sealant compositions for use in subterranean formation operations

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2017048719A1 (en) * 2015-09-14 2017-03-23 Saudi Arabian Oil Company Maleic anhydride polymers and methods of treating subterranean formations
WO2018085405A1 (en) * 2016-11-04 2018-05-11 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for sealing off flow channels in contact with set cement
US9932512B1 (en) * 2017-08-22 2018-04-03 Saudi Arabian Oil Company Compositions with polyaziridine crosslinkers for treating subterranean formations

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0050375A1 (en) * 1980-10-22 1982-04-28 Kuraray Co., Ltd. Highly absorbent resin
EP0059062A1 (en) * 1981-02-16 1982-09-01 Kuraray Isoprene Chemical Co., Ltd Water-swellable composite caulking material for preventing water leakage
CN1169444A (zh) * 1996-05-31 1998-01-07 埃尔夫阿托化学有限公司 水凝性无机组合物的改性剂及改性水凝性无机组合物
US6176315B1 (en) * 1998-12-04 2001-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow through subterranean zones
US20060234871A1 (en) * 2005-01-24 2006-10-19 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole
US20100036017A1 (en) * 2005-01-24 2010-02-11 Eoff Larry S Sealant Compositions Comprising Diutan and Associated Methods
CN102369254A (zh) * 2008-12-18 2012-03-07 巴斯夫欧洲公司 阻塞地层的方法
US20150114649A1 (en) * 2013-10-30 2015-04-30 Halliburton Energy Sevices, Inc. Sealant compositions for use in subterranean formation operations

Also Published As

Publication number Publication date
EP3535343A1 (en) 2019-09-11
US20180127636A1 (en) 2018-05-10
WO2018085402A1 (en) 2018-05-11
CN109890933B (zh) 2022-03-08
CA3040905A1 (en) 2018-05-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2014382641C1 (en) Viscosifier for enhanced oil recovery
AU2015416515B2 (en) Surfactant compositions for treatment of subterranean formations and produced oil
CN109890934A (zh) 具有氨基硅烷交联剂的水基密封组合物
AU2014407188B2 (en) Compatibilized resin-cement composite compositions
AU2015406713B2 (en) Cement activator composition for treatment of subterranean formations
CN101553552A (zh) 可降解材料辅助转向
US10767099B2 (en) Compositions and methods for sealing off flow channels in contact with wet cement
EP3350279A1 (en) Maleic anhydride polymers and methods of treating subterranean formations
CN109890933A (zh) 控制用于封堵流动通道的补注水性树脂组合物的凝胶时间
US10717923B2 (en) Compositions including a viscosifying non-ionic associative polymer for treatment of subterranean formations
AU2014386193A1 (en) Ampholyte polymers and methods of treating subterranean formations with the same
US20140367099A1 (en) Degradation of Polylactide in a Well Treatment

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant