CN111527180A - 用于隔热的隔离液 - Google Patents

用于隔热的隔离液 Download PDF

Info

Publication number
CN111527180A
CN111527180A CN201880084656.2A CN201880084656A CN111527180A CN 111527180 A CN111527180 A CN 111527180A CN 201880084656 A CN201880084656 A CN 201880084656A CN 111527180 A CN111527180 A CN 111527180A
Authority
CN
China
Prior art keywords
spacer
fluid
gel
nanosilica dispersion
spacer fluid
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.)
Pending
Application number
CN201880084656.2A
Other languages
English (en)
Inventor
韦克兰特·巴瓦尼珊卡·韦格尔
阿卜杜拉·萨利赫·侯赛因·阿勒-亚米
阿卜杜拉·阿瓦德
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 CN111527180A publication Critical patent/CN111527180A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/003Insulating arrangements
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J13/00Colloid chemistry, e.g. the production of colloidal materials or their solutions, not otherwise provided for; Making microcapsules or microballoons
    • B01J13/0052Preparation of gels
    • B01J13/0065Preparation of gels containing an organic phase
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/14Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Silicon Compounds (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

隔离液体系包含酸性纳米二氧化硅分散体和碱性活化剂。酸性纳米二氧化硅分散体包含二氧化硅纳米颗粒和稳定剂如羧酸。碱性活化剂包含烷醇胺,如一烷醇胺。酸性纳米二氧化硅分散体和碱性活化剂的混合物形成pH大于7且小于或等于12的隔离液,并且隔离液在被加热到在100°F至300°F范围内的温度时形成隔离凝胶。可以在内管道和外管道之间的环空中形成隔离凝胶。内管道和外管道可以位于地下地层中。形成隔离凝胶可以包括将酸性纳米二氧化硅分散体与碱性活化剂合并以得到隔离液,和将隔离液加热以形成隔离凝胶。

Description

用于隔热的隔离液
优先权要求
本申请要求2017年11月14日提交的美国专利申请号15/812,261的优先权,其全部内容通过引用结合于此。
技术领域
本公开涉及用于管线和地下应用的具有低热导率的含水隔离液。
背景技术
在地下操作中经常使用隔离液以将含烃流体与周围环境隔离。例如,如果周围环境是冷的,则可以向在含烃流体流过的第一油管与第二油管或井眼壁之间的环空提供隔离液以减少重质烃的沉淀,从而促进含烃流体流过第一油管。隔离液还用于其中需要控制传热的其他隔离应用。典型的隔离液通过将碱性纳米二氧化硅分散体与酸性活化剂如植酸、甲基甘氨酸二乙酸或聚环氧琥珀酸合并来形成,并且是酸性的,因此对井下腐蚀有贡献。
发明内容
在第一总体方面,隔离液体系包含酸性纳米二氧化硅分散体和碱性活化剂。酸性纳米二氧化硅分散体包含二氧化硅纳米颗粒和稳定剂。碱性活化剂包含烷醇胺。酸性纳米二氧化硅分散体和碱性活化剂的混合物形成pH大于7且小于或等于12的隔离液,并且隔离液在被加热到在100华氏度(°F)至300°F范围内的温度时形成隔离凝胶。
在第二总体方面,在内管道和外管道之间的环空中形成隔离凝胶包括:将碱性活化剂与酸性纳米二氧化硅分散体合并以得到pH大于7且小于或等于12的隔离液,向环空提供隔离液,和将在环空中的隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度,从而在环空中形成隔离凝胶。碱性活化剂包含烷醇胺,并且酸性纳米二氧化硅分散体包含二氧化硅纳米颗粒和稳定剂。
在第三总体方面,在内管道和外管道之间的环空中形成隔离凝胶包括:向环空提供酸性纳米二氧化硅分散体,将碱性活化剂与在环空中的纳米二氧化硅分散体合并以得到pH大于7且小于或等于12的隔离液,和将在环空中的隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度,从而在环空中形成隔离凝胶。酸性纳米二氧化硅分散体包含二氧化硅纳米颗粒和稳定剂,并且碱性活化剂包含烷醇胺。
在第四总体方面,形成隔离凝胶包括:将酸性纳米二氧化硅分散体与碱性活化剂合并以得到pH大于7且小于或等于12的隔离液,和将隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度,从而形成隔离凝胶。碱性活化剂包含烷醇胺,酸性纳米二氧化硅分散体包含二氧化硅纳米颗粒和稳定剂,并且稳定剂和烷醇胺反应生成酰胺。
第一、第二、第三和第四总体方面的实施方式可以独立地包括以下特征中的一个或多个。
在一些实施方式中,稳定剂包括羧酸。在一些实例中,羧酸包括乙酸、乳酸和柠檬酸中的至少一种。在一些实施方式中,烷醇胺包括一乙醇胺、二乙醇胺和三乙醇胺中的至少一种。
酸性纳米二氧化硅分散体的pH一般在2至4的范围内。二氧化硅纳米颗粒的粒度一般在5纳米(nm)至100nm的范围内。纳米二氧化硅分散体可以包含5重量百分比(重量%)至50重量%的二氧化硅纳米颗粒。纳米二氧化硅分散体在室温的粘度在5厘泊(cP)至200cP的范围内。
隔离液可以包含0.1体积百分比(体积%)至20体积%或0.5体积%至20体积%的碱性活化剂。隔离液一般在被加热到在100°F至300°F范围内的温度时在2小时(h)至24h内形成隔离凝胶。
第二和第三总体方面的实施方式可以独立地包括以下特征中的一个或多个。
在一些实施方式中,内管道和外管道布置在地下地层中。外管道可以是井眼。第二总体方面还可以包括使流体流过内管道。在一个实施例中,流体为含烃流体。
本公开中描述的组合物和方法的优点包括:至少部分由于封隔液组合物的低粘度而易于泵送,至少部分由于最终凝胶化封隔液的碱性性质而消除腐蚀,可控的凝胶时间,材料的可获得性和成本效益,以及易于操作实施。
附图说明
图1示出了一种用于在内管道和外管道之间的环空中形成隔离凝胶的系统。
图2是一种用于形成隔离凝胶的第一方法的流程图。
图3是一种用于形成隔离凝胶的第二方法的流程图。
图4是一种用于形成隔离凝胶的第三方法的流程图。
图5是示出与水的隔热性能相比较的隔离凝胶的隔热性能的图。
具体实施方式
本公开中描述的隔离液采用由含水酸性纳米二氧化硅分散体和碱性活化剂形成的网络结构以得到具有低热导率的隔离凝胶。可以通过改变隔离液的pH来控制由隔离液形成凝胶(“凝胶化”)。在增粘的隔离液不能被剪切时认为存在凝胶。改变隔离液的pH可以通过改变活化剂的浓度来实现。在一个实例中,通过提高隔离液的pH来加速隔离液的凝胶化,其中越大的pH一般导致越快的凝胶形成。延迟且受控的隔离液的凝胶化使得能够制备隔离液并且将隔离液在凝胶化之前泵送。隔离凝胶在高达300°F的温度不降解,并且是环境友好的。
酸性纳米二氧化硅分散体是包含二氧化硅纳米颗粒和酸的水分散体。二氧化硅纳米颗粒的大小一般在5nm至100nm的范围内。如所述的,“大小”通常是指二氧化硅纳米颗粒的直径或最大尺寸。在一个实例中,二氧化硅纳米颗粒的大小在40nm至60nm的范围内。二氧化硅纳米颗粒一般占纳米二氧化硅分散体的5重量%至50重量%。纳米二氧化硅分散体的粘度在室温一般在5cP至200cP的范围内。
合适的酸包括有机酸(如羧酸)和无机酸(如盐酸)。酸一般包括乙酸、乳酸和柠檬酸中的至少一种。纳米二氧化硅分散体的pH一般在2至4的范围内。合适的纳米二氧化硅分散体为IDISIL LPH35,可由Evonik Corporation获得。在一些实施方式中,酸性纳米二氧化硅分散体包含为了提高所得凝胶的刚度而选择的一种或多种添加剂,如甘油、碳酸钙、云母石墨等。在一些实施方式中,酸性纳米二氧化硅分散体包含1体积百分比(体积%)至25体积%的一种或多种添加剂。
碱性活化剂包含烷醇胺。将碱性活化剂和酸性纳米二氧化硅分散体合并在环境温度或升高的温度(例如在100°F至300°F的范围内)不导致二氧化硅纳米颗粒的沉淀。合适的烷醇胺包括一乙醇胺、二乙醇胺和三乙醇胺。
将酸性纳米二氧化硅分散体和碱性活化剂合并以得到隔离液。酸性纳米二氧化硅分散体可以由酸性纳米二氧化硅分散体和碱性活化剂组成,或者基本上由酸性纳米二氧化硅分散体和碱性活化剂组成。在一些实施方式中,将酸性纳米二氧化硅分散体和碱性活化剂以在99:1至80:20或95:1至80:20的范围内的体积比合并。在一个实例中,纳米二氧化硅与一乙醇胺的摩尔比为24:1。隔离液的pH大于7。在一些实施方式中,隔离液的pH等于或小于12。在一个实例中,酸性纳米二氧化硅分散体包含乙酸,并且碱性活化剂包含一乙醇胺,其比率使得乙酸和一乙醇胺反应生成2-(羟基)乙基铵乙酸盐和N-(2-羟基乙基)乙酰胺,并且所得隔离液的pH大于7。
将隔离液加热以得到隔离凝胶。在一个实例中,将隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度在2h至24h内得到隔离凝胶。可以通过选择隔离液的pH来控制隔离液的凝胶化速率。选择隔离液的pH可以通过调节在纳米二氧化硅分散体中的酸与在碱性活化剂的碱的摩尔比来实现。在一个实例中,增大碱与酸的摩尔比提高隔离液的pH(碱性更强),并且加速在给定温度的隔离凝胶的形成。在另一个实例中,减小碱与酸的摩尔比降低隔离液的pH(碱性更弱),并且使在给定温度的隔离凝胶的形成减速。在7至12的pH范围内,越大的pH一般导致越快的凝胶形成。延迟或控制凝胶形成的时长的能力使得能够预混合隔离液并且将隔离液泵送到所需位置,如管线或地下地层。
在一些实施方式中,在内管道和外管道之间的环空中形成隔离凝胶以减少到内管道的传热或从内管道传出的传热。内管道可以是油管,如生产油管。外管道可以是油管或开口,比如井眼。在环空中形成隔离凝胶将流体与在外管道外部的环境热隔离。在一些实施方式中,内管道为生产油管,并且流过内管道的流体为含烃流体。隔离凝胶可以用于将含烃流体隔离,从而促进含烃流体的最佳回收。例如,如果周围环境是冷的,则隔离凝胶可以抑制热量从含烃流体到环境的传递,将含烃流体的温度保持为足以避免重质烃的凝固和伴随的流量降低。在一些情况下,隔离凝胶可以防止井眼中的套管的破裂。如本公开中所述形成的隔离凝胶也可以用于其他应用,以及与需要控制传热的其他流体一起使用。本公开中所描述的隔离凝胶在高达300°F的温度不降解,保持处于凝胶形式以抑制对流将热量从在内管道中的流体传递到环境。
图1示出了用于向在地下地层中的第一管道104和第二管道106之间的环空102提供隔离液或隔离液体系的组分的系统100。在一些实施方式中,隔离液可以作为单个小段塞制备并且提供至环空102。在其他实施方案中,首先向环空102提供酸性纳米二氧化硅分散体,之后提供碱性活化剂。
图2是示出用于在内管道和外管道之间的环空中形成隔离凝胶的方法200中的操作的流程图。在一些实施方式中,内管道和外管道在井眼中。在其他实施方案中,内管道和外管道形成管线或其他流体流动系统的一部分。在202中,将碱性活化剂与酸性纳米二氧化硅分散体合并以得到隔离液。隔离液一般具有大于7且小于或等于12的pH。在204中,向环空提供隔离液。在206中,将在环空中的隔离液加热,从而形成隔离凝胶。一般将隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度。隔离凝胶一般在2h至24h内形成。内管道可以是生产油管,并且含烃流体可以流过生产油管。
图3是示出用于在内管道和外管道之间的环空中形成隔离凝胶的方法300中的操作的流程图。在一些实施方式中,内管道和外管道在井眼中。在其他实施方案中,内管道和外管道形成管线或其他流体流动系统的一部分。在302中,向环空提供酸性纳米二氧化硅分散体。在304中,将碱性活化剂与在环空中的纳米二氧化硅分散体合并以得到隔离液。隔离液一般具有大于7且小于或等于12的pH。在306中,在环空中加热隔离液以在环空中形成隔离凝胶。一般将隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度。隔离凝胶一般在2小时至24小时内形成。内管道可以是生产油管,并且含烃流体可以流过生产油管。
图4是示出用于形成隔离凝胶的方法400中的操作的流程图。在一些实施方式中,在地下地层中形成隔离凝胶。在402中,将酸性纳米二氧化硅分散体与碱性活化剂合并以得到隔离液。隔离液一般具有大于7且小于或等于12的pH。在404中,将隔离液加热以形成隔离凝胶。一般将隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度。隔离凝胶一般在2h至24h内形成。
实施例
在连续搅拌下在将2毫升(mL)的一乙醇胺(可由SABIC得到)加入到120mL的酸性纳米二氧化硅分散体(IDISIL LPH35,来自Evonik Corporation),历时5分钟,得到隔离液。IDISIL LPH35的性质在表1中列出。测得酸性纳米二氧化硅分散体的初始pH为3.6。在加入一乙醇胺后的纳米二氧化硅分散体的pH为9.28。然后将该纳米二氧化硅分散体放入在500磅/平方英寸(psi)下的高温高压(HTHP)老化池中。将该池放入烘箱中并且在300°F加热16小时。在300°F静态老化16小时后,隔离液已经形成凝胶化的固体,其适合用作隔离封隔液。在表1中,“g”表示“克”,并且“℃”表示“摄氏度”。
表1.IDISIL LPH35的典型性质
Figure BDA0002559992870000061
将隔离凝胶的隔热性能与水的隔热性能进行比较。在两个400mL玻璃烧杯的每个中放入量筒。将水(75°F)加入到其中一个玻璃烧杯中,并且将所制备的隔离液(75°F)加入到另一个玻璃烧杯中以包围量筒。将20mL加热到110°F的水倒入每个量筒中。将温度指示器放置在每个量筒中,并且通过记录放入量筒中的热水达到80.9°F所消耗的时间来比较隔热性能。图5中的图形500和502分别示出了对于含隔离凝胶和含水的烧杯,作为时间(以分钟计)的函数的量筒中水的温度。如图5所示,被隔离凝胶包围的热水从110°F冷却到80.9°F的时间为32分钟(min),而被水包围的热水从110°F冷却到80.9°F的时间为8min。24min的时间差表明,在隔离封隔液的情况下的热损失远小于在水的情况下的热损失。
本公开的其他方面、优点和改进在所附权利要求的范围内。

Claims (24)

1.一种隔离液体系,所述隔离液体系包含:
酸性纳米二氧化硅分散体,所述酸性纳米二氧化硅分散体包含二氧化硅纳米颗粒和稳定剂;以及
碱性活化剂,所述碱性活化剂包含烷醇胺,
其中所述酸性纳米二氧化硅分散体和所述碱性活化剂的混合物形成pH大于7且小于或等于12的隔离液,并且所述隔离液在被加热到在100°F至300°F范围内的温度时形成隔离凝胶。
2.权利要求1所述的隔离液体系,其中所述稳定剂包括羧酸。
3.权利要求2所述的隔离液体系,其中所述羧酸包括乙酸、乳酸和柠檬酸中的至少一种。
4.权利要求1所述的隔离液体系,其中所述烷醇胺包括一乙醇胺、二乙醇胺和三乙醇胺中的至少一种。
5.权利要求1所述的隔离液体系,其中所述酸性纳米二氧化硅分散体的pH在2至4的范围内。
6.权利要求1所述的隔离液体系,其中所述二氧化硅纳米颗粒的粒度在5nm至100nm的范围内。
7.权利要求1所述的隔离液体系,其中所述二氧化硅纳米颗粒占所述纳米二氧化硅分散体的5重量%至50重量%。
8.权利要求1所述的隔离液体系,其中所述纳米二氧化硅分散体在室温的粘度在5cP至200cP的范围内。
9.权利要求1所述的隔离液体系,其中所述碱性活化剂占所述隔离液的0.1体积%至20体积%。
10.权利要求1所述的隔离液体系,其中所述隔离液在被加热到在100°F至300°F范围内的温度时在2至24小时内形成隔离凝胶。
11.一种在内管道和外管道之间的环空中形成隔离凝胶的方法,所述方法包括:
将碱性活化剂与酸性纳米二氧化硅分散体合并以得到pH大于7且小于或等于12的隔离液,其中所述碱性活化剂包含烷醇胺,并且所述酸性纳米二氧化硅分散体包含二氧化硅纳米颗粒和稳定剂;
向所述环空提供所述隔离液;和
将在所述环空中的所述隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度,从而在所述环空中形成隔离凝胶。
12.权利要求11所述的方法,其中所述稳定剂为羧酸。
13.权利要求11所述的方法,其中所述内管道和所述外管道布置在地下地层中。
14.权利要求11所述的方法,所述方法还包括使流体流过所述内管道。
15.权利要求14所述的方法,其中所述流体为含烃流体。
16.权利要求11所述的方法,其中所述外管道为井眼。
17.一种在内管道和外管道之间的环空中形成隔离凝胶的方法,所述方法包括:
向所述环空提供酸性纳米二氧化硅分散体,其中所述酸性纳米二氧化硅分散体包含二氧化硅纳米颗粒和稳定剂;
将碱性活化剂与在所述环空中的所述纳米二氧化硅分散体合并以得到pH大于7且小于或等于12的隔离液,其中所述碱性活化剂包含烷醇胺;和
将在所述环空中的所述隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度,从而在所述环空中形成隔离凝胶。
18.权利要求17所述的方法,其中所述内管道和所述外管道布置在地下地层中。
19.权利要求17所述的方法,所述方法还包括使流体流过所述内管道。
20.权利要求19所述的方法,其中所述流体为含烃流体。
21.权利要求17所述的方法,其中所述稳定剂包括羧酸。
22.权利要求17所述的方法,其中所述外管道为井眼。
23.一种形成隔离凝胶的方法,所述方法包括:
将酸性纳米二氧化硅分散体与碱性活化剂合并以得到pH大于7且小于或等于12的隔离液,其中所述碱性活化剂包含烷醇胺,所述酸性纳米二氧化硅分散体包含二氧化硅纳米颗粒和稳定剂,并且所述稳定剂和所述烷醇胺反应生成酰胺;和
将所述隔离液加热到在100°F至300°F范围内的温度,从而形成隔离凝胶。
24.权利要求23所述的方法,其中所述稳定剂包括羧酸。
CN201880084656.2A 2017-11-14 2018-11-09 用于隔热的隔离液 Pending CN111527180A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/812,261 US10570699B2 (en) 2017-11-14 2017-11-14 Insulating fluid for thermal insulation
US15/812,261 2017-11-14
PCT/US2018/060124 WO2019099303A1 (en) 2017-11-14 2018-11-09 Insulating fluid for thermal insulation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN111527180A true CN111527180A (zh) 2020-08-11

Family

ID=64559754

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201880084656.2A Pending CN111527180A (zh) 2017-11-14 2018-11-09 用于隔热的隔离液

Country Status (6)

Country Link
US (3) US10570699B2 (zh)
EP (1) EP3710553A1 (zh)
CN (1) CN111527180A (zh)
CA (1) CA3082452A1 (zh)
SA (1) SA520411967B1 (zh)
WO (1) WO2019099303A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112096335A (zh) * 2020-09-05 2020-12-18 西南石油大学 一种基于离子液体胶塞的井筒隔离方法

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11149190B2 (en) 2019-08-29 2021-10-19 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for acid diversion during acid stimulation of subterranean formations
US11753574B2 (en) * 2021-07-30 2023-09-12 Saudi Arabian Oil Company Packer fluid with nanosilica dispersion and sodium bicarbonate for thermal insulation
US11718776B2 (en) 2021-12-16 2023-08-08 Saudi Arabian Oil Company Method to use loss circulation material composition comprising acidic nanoparticle based dispersion and sodium bicarbonate in downhole conditions

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4732213A (en) * 1986-09-15 1988-03-22 Conoco Inc. Colloidal silica-based fluid diversion
US6085839A (en) * 1997-10-14 2000-07-11 Shell Oil Company Method of thermally insulating a wellbore
US20080035343A1 (en) * 2006-05-16 2008-02-14 Odeh Nadir M M Tight Formation Water Shut Off Method with Silica Gel
CN101878184A (zh) * 2007-12-12 2010-11-03 赢创德固赛有限公司 制备二氧化硅分散体的方法
US20140158354A1 (en) * 2012-12-12 2014-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Viscous settable fluid for lost circulation in subterranean formations
US20150299558A1 (en) * 2012-11-29 2015-10-22 M-I L.L.C Colloidal silica and polymer system for insulating packer fluids
US20160201433A1 (en) * 2013-09-23 2016-07-14 Halliburton Energy Services, Inc. A solidified, thermally insulating composition

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4231882A (en) 1978-10-20 1980-11-04 Halliburton Company Treating subterranean well formations
US5320171A (en) 1992-10-09 1994-06-14 Halliburton Company Method of preventing gas coning and fingering in a high temperature hydrocarbon bearing formation
US7013973B2 (en) 2003-11-11 2006-03-21 Schlumberger Technology Corporation Method of completing poorly consolidated formations
US7595284B2 (en) * 2004-06-07 2009-09-29 Crews James B Metal-mediated viscosity reduction of fluids gelled with viscoelastic surfactants
US7934557B2 (en) 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
EP2190942B1 (en) 2007-09-13 2017-06-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using colloidal silica based gels
US9708523B2 (en) 2009-10-27 2017-07-18 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable spacer fluids and associated methods
US9045965B2 (en) * 2012-05-01 2015-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability
US20160090525A1 (en) 2013-05-24 2016-03-31 Pq Corporation Silica gel as a viscosifier for subterranean fluid system
GB2537526A (en) * 2014-01-29 2016-10-19 Halliburton Energy Services Inc Colloidal high aspect ratio nanosilica additives in sealants and methods relating thereto
CN104530987B (zh) 2014-12-10 2017-04-05 深圳市力合材料有限公司 一种硅晶片精抛光组合物及制备方法

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4732213A (en) * 1986-09-15 1988-03-22 Conoco Inc. Colloidal silica-based fluid diversion
US6085839A (en) * 1997-10-14 2000-07-11 Shell Oil Company Method of thermally insulating a wellbore
US20080035343A1 (en) * 2006-05-16 2008-02-14 Odeh Nadir M M Tight Formation Water Shut Off Method with Silica Gel
CN101878184A (zh) * 2007-12-12 2010-11-03 赢创德固赛有限公司 制备二氧化硅分散体的方法
US20150299558A1 (en) * 2012-11-29 2015-10-22 M-I L.L.C Colloidal silica and polymer system for insulating packer fluids
US20140158354A1 (en) * 2012-12-12 2014-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Viscous settable fluid for lost circulation in subterranean formations
US20160201433A1 (en) * 2013-09-23 2016-07-14 Halliburton Energy Services, Inc. A solidified, thermally insulating composition

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
王雪枫等: "乙醇胺为碱性催化剂对硅气凝胶性能的影响", 《无机盐工业》, no. 09, 10 September 2011 (2011-09-10) *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112096335A (zh) * 2020-09-05 2020-12-18 西南石油大学 一种基于离子液体胶塞的井筒隔离方法

Also Published As

Publication number Publication date
WO2019099303A1 (en) 2019-05-23
EP3710553A1 (en) 2020-09-23
SA520411967B1 (ar) 2023-02-23
US20190145222A1 (en) 2019-05-16
US20220098957A1 (en) 2022-03-31
CA3082452A1 (en) 2019-05-23
US11313204B2 (en) 2022-04-26
US10570699B2 (en) 2020-02-25
US20200190946A1 (en) 2020-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11313204B2 (en) Insulating fluid for thermal insulation
US10266748B2 (en) Plugging and sealing subterranean formations
AU2008224687B2 (en) Improved aqueous-based insulating fluids and related methods
US11034881B2 (en) Nanosilica dispersion for thermally insulating packer fluid
US10683452B2 (en) Nanosilica dispersion for thermally insulating packer fluid
RU2475624C2 (ru) Улучшенные изолирующие жидкости на водной основе и связанные с ними способы
CA2529396A1 (en) Methods and compositions for thermal insulations
WO2020220002A1 (en) Nanosilica dispersion for thermally insulating packer fluid
CN106590610B (zh) 水基压裂液减阻剂及其应用

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
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20200811