EA002488B1 - Способ сооружения, ремонта и/или ликвидации скважин - Google Patents

Способ сооружения, ремонта и/или ликвидации скважин Download PDF

Info

Publication number
EA002488B1
EA002488B1 EA200000883A EA200000883A EA002488B1 EA 002488 B1 EA002488 B1 EA 002488B1 EA 200000883 A EA200000883 A EA 200000883A EA 200000883 A EA200000883 A EA 200000883A EA 002488 B1 EA002488 B1 EA 002488B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
silicone
cement
gas
component
silicone composition
Prior art date
Application number
EA200000883A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200000883A1 (ru
Inventor
Мартин Герард Рене Босма
Эрик Керст Корнелиссен
Пол Уильям Эрдвардс
Петронелла Теодора Мария Рейринк
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200000883A1 publication Critical patent/EA200000883A1/ru
Publication of EA002488B1 publication Critical patent/EA002488B1/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B41/00After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone
    • C04B41/45Coating or impregnating, e.g. injection in masonry, partial coating of green or fired ceramics, organic coating compositions for adhering together two concrete elements
    • C04B41/46Coating or impregnating, e.g. injection in masonry, partial coating of green or fired ceramics, organic coating compositions for adhering together two concrete elements with organic materials
    • C04B41/49Compounds having one or more carbon-to-metal or carbon-to-silicon linkages ; Organo-clay compounds; Organo-silicates, i.e. ortho- or polysilicic acid esters ; Organo-phosphorus compounds; Organo-inorganic complexes
    • C04B41/4905Compounds having one or more carbon-to-metal or carbon-to-silicon linkages ; Organo-clay compounds; Organo-silicates, i.e. ortho- or polysilicic acid esters ; Organo-phosphorus compounds; Organo-inorganic complexes containing silicon
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C04CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04BLIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B24/00Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/40Compounds containing silicon, titanium or zirconium or other organo-metallic compounds; Organo-clays; Organo-inorganic complexes
    • C04B24/42Organo-silicon compounds
    • 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
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells

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)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Sealing Material Composition (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)

Abstract

Способ осуществления операций по сооружению, ремонту и ликвидации скважин с использованием силиконового состава дополнительного отверждения, в частности, для образования постоянной пробки в стволе скважины в одном или более подземных формированиях, через которые проходит ствол скважины, размещением смеси цемента и силиконового состава дополнительного отверждения в упомянутых подземных формированиях или в стволе скважины в заданной точке или размещением силиконового состава дополнительного отверждения сверху существующей газопроницаемой пробки с обеспечением затвердевания силиконового состава и получения газонепроницаемой пробки. Силиконовый состав выбирают из группы, включающей вулканизирующийся при комнатной температуре силиконовый и фторсодержащий каучук.

Description

Настоящее изобретение, по существу, относится к завершению нефтяных и газовых скважин и операциям по ремонтным работам.
Основными задачами при бурении скважины являются создание соединительного устройства к нефтяному и/или газовому бассейну, а также установка подъемных труб между бассейном и поверхностью. Внешняя стальная защита называется креплением обсадными трубами. Последнее предусматривает газонепроницаемое сальниковое уплотнение между бассейном и поверхностью. Для получения такого уплотнения кольцевое пространство (промежуток между обсадными трубами и породой/образованием) подвергается операции тампонажа цементом (или закачиванию жидкого цементного раствора). Такая обработка обычно называется Первичным Цементированием. Основным назначением такого цементирования является изоляция потока между различными бассейнами, сопротивление наружному и внутреннему давлениям, действующим на скважину благодаря применению усиливающей прочность конструкции, а также предотвращение коррозии стальных обсадных труб химическими агрессивными текучими средами бассейна.
Плохое цементирование может стать причиной миграции бассейновых текучих сред, и даже привести к перемещению газа через микрокольцевые пространства в скважине, что не только снижает эффективность затрат на операции, связанные со скважиной, но может вызвать «выброс», причиняющий значительный ущерб. Несмотря на то, что ремонтные работы («вторичное цементирование») (по существу, подача большего количества цемента в трещины и микрокольцевые пространства) возможны, они являются дорогостоящими и не всегда дают желаемые результаты.
Когда скважина вырабатывает свой экономически продуктивный ресурс, ее приходится ликвидировать в соответствии с действующими нормами на местах. Ликвидация обычно проводится тампонированием каждой из обсадных труб путем осуществления большого числа последовательных операций, последующей резкой и съемом стальных обсадных труб и размещением большой цементной пробки, с тем чтобы закупорить скважину. Поскольку лишь сравнительно небольшой объем цемента (обычно порядка 100 м) используется для размещения пробки, его качество должно быть удовлетворительным для применения в качестве сальника на длительный период времени.
Обычная операция ликвидации скважины обходится очень дорого, особенно в офшорных фациях, поскольку она требует применения ремонтной или буровой установки. Весьма выгодной была бы ситуация, при которой применяемые способы приводили к ликвидации скважин без необходимости удалять эксплуатационные подъемные трубы.
Одним из основных недостатков использования традиционных цементирующих материалов, таких как Класс С Цемент (например, ОРС: Обычный Портландцемент) при тампонировании является то, что такие материалы не гарантируют газонепроницаемого сальникового уплотнения по причине природной усадки материалов. Усадка составляет, как правило, 4-6% по объему, что вызывает миграцию газа через микрокольцевые пространства, образующиеся в результате усадки. Использование таких цементирующих материалов при «вторичном цементировании при текущем ремонте» имеет недостаток в том, что обычная величина зерен слишком велика для свободного прохода в микрокольцевые пространства, что сказывается на качестве сальникового уплотнения.
В поисках эффективных цементирующих материалов следует иметь в виду следующие требования: материал должен быть газонепроницаемым (т.е. выдерживать, по крайней мере, 0,2 МПа), иметь контролируемое время схватывания, с тем чтобы манипулировать диапазоном температур и глубин скважины (каждая требует разных условий), должен выдерживать температуру до 250°С, быть химически устойчивым к текучим средам бассейна в течение длительного периода времени, а его реологические свойства должны быть такими, чтобы насосная эксплуатация бурового нефтяного оборудования осуществлялась без особых хлопот.
Был предложен широкий круг не цементирующих тампонирующих агентов для решения, по крайней мере, части проблем, обозначенных выше. Примерами таких материалов являются Ероху Кехшх (В. Ν§ апб С.Н. Р1е1рх: « Рйепойс/ Ероху Кехшх Гог \Уа1ег/ Сах Ргой1е Мобгйсайоп апб Сахшд Беак Керай» - Документ АЭ8РЕ # 90, представленный в АО1РЕС. АЬи ЭНзЫ (16-19) октябрь 1994), Фенол- или Меламин Формальдегид (\¥.У.С. ба Баибго апб Ό. Айопд: «Сахе Н1х1огу: \Уа1ег 8йи1-о£Г ихшд Р1ахйс Кехш ш а Н1дй Ра1е 6гауе1 раск \¥е11» - Документ 8РЕ 36125, представленный на 4-ой Конференции инженеров-нефтяников стран Латинской Америки и Карибского бассейна, состоявшейся в Порт-оф-Спейн, Тринидад 23-26 апреля 1996 г.) и Полиакрилаты (описание американского патента 5,484,020, переуступленный Шелл Ойл).
Хотя такие материалы могут быть полезными при решении некоторых проблем, касающихся традиционных пробок на основе цемента, по-прежнему имеют место существенные недостатки, с которыми приходится считаться в плане рассмотрения аспектов контроля времени схватывания и длительной прочности.
Предложены также каучуки, по существу, для использования в качестве тампонирующих материалов. Имеется в виду описание американского патента 5,293,938 (переуступлен Компании Хеллибартон), направленного на использование композиций, состоящих, по существу, из смеси жидкого цементного раствора гидравлического цемента (например, Портландцемент) и вулканизируемого каучукового латекса. Каучуки, о которых говорится, в частности, в упомянутом описании американского патента, это природные каучуки цис-полиизопреновый каучук, нитрилкаучук, этиленпропиленовый каучук, стироловый бутадиеновый каучук, бутиловый каучук и неопреновый каучук. Применение силиконового каучука также считается возможным, хотя такой каучук имеет, по существу, менее подходящие физические свойства, и требует введения неорганических наполнителей.
Вулканизация каучука включает поперечное связывание полимерных цепей, достигаемое введением одного или более связывающих агентов (наиболее распространенной является сера) в каучуковый латекс (латекс определяется как водная дисперсия или эмульсия каучука, о котором идет речь).
В описании европейского патента 325,541 (Мепр Τοοίδ 1п1егпа1юпа1 8.А.) раскрывается применение замазки («мастики») для получения соединений отдельных зон в скважинах. Соответствующие соединения формируются жидкими эластомерами: фторсиликоны, полисульфиды, политиоэфиры, а также эпоксидные или фенольные смолы.
Установлено, что особый класс КТУ (Вулканизация при Комнатной Температуре) силиконовых компонентов может эффективно применяться при ремонте и ликвидации скважин. В случае ликвидации скважин они могут использоваться либо в виде смеси с соответствующим цементным соединением при установке пробки или уплотняющего тела сверху существующей пробки на основе цемента.
Силиконовые каучуки, действующие как герметик, могут быть дифференцированы на основе их способа производства. При этом их свойства зависят в определенной степени от желаемой химической композиции.
Первый класс силиконовых герметиков может быть описан как получаемый в процессе отверждения при конденсации с использованием катализатора, как это описано в (1) ΛΛΛ2ί - (СНз) 2 - О - Н + С2Н5-О-31 (X) (Υ) ΛΛΛ5ί - (СН3)2 -0-51 (X) (Υ) - +
С2Н5ОН (1) где Х и Υ являются инертными группами и ЛЛЛ представляет собой главную цепь полимера, имеющего на конце силанол.
Второй родственный класс силиконовых герметиков может быть описан как получаемый с образованием силанолового функционального полимера с поперечными связями, обеспеченными посредством химически активного агента.
Это так же реакция конденсации с использованием катализатора конденсации, как описано в (2) ΛΛΛ5ΐ - (СН3) 2 - 0 - Η+Ζ-51 (А) (В)- В ЛЛ/Ч51 - (СН3) 2 - О - 51 - (А) (В)-В +
Η-Ζ (2) где каждый Ζ, А и В является группой, способной вступать в реакцию с -О-Н частью полимера, имеющего на конце силанол, К представляет собой главную цепь химически активного агента поперечных связей, а ЛЛЛ представляет собой главную цепь полимера, имеющего на конце силанол. Можно также подвергнуть силикон, полученный реакцией (2), дальнейшему гидролизу, где композиция, идентифицированная как ΛΛΛ5ί - (СНз) 2 - О - 81 - (А) (В)-К реагирует с Н2О, с получением силиконового эластомера с поперечными связями и побочные продукты Н-А и/или Н-В. Данный процесс известен как вулканизация в присутствии катализатора - влаги.
Третий класс силиконовых герметиков можно описать как получаемые в процессе дополнительного отверждения при использовании платинового катализатора в условиях повышенной температуры, как описано в (3)
- 5ί (К)(Ъ) - Н + Н2О = СН-51 (СНз) 2“ О ЛЛЛ
- 51 (К) (ЪУ) -СН2-СН2- 51 (СН3)2- О ЛЛЛ (3) где К и Б инертные группы, а ллл представляет собой главную цепь винилового функционального силиконового полимера.
Силиконовые герметики 3-го класса известны из и8-А-5595826.
Было найдено, что ремонт и операции по ликвидации скважины могут эффективно проводиться при более высоком уровне контроля в тех случаях, когда применяются силиконовые герметики на основе «дополнительного отверждения», а не на принципе «конденсации».
Не придерживаясь какой-либо конкретной теории, мы полагаем, что побочные продукты, получаемые при производстве силиконовых герметиков на месте посредством отверждения конденсационного типа сказываются на эффективности таких материалов во время контакта с (цементирующими) частями, находящимися в скважине.
Более того, имеют место структурные различия, которые могут оказывать воздействия на свойства.
Поэтому, настоящее изобретение относится, преимущественно, к применению силиконовых составов дополнительного отверждения при конструкции скважины, ее ремонте и в операциях по ликвидации.
Настоящее изобретение относится, в частности, к способу формирования временной или постоянной пробки в стволе скважины или в одном или более подземных образований, через которые проходит ствол скважины, упомянутый способ включает операции по размещению сме5 си цемента и силиконового состава дополнительного отверждения в одном или более подземном образовании или в стволе скважины на заданной точке или размещение силиконового состава дополнительного отверждения сверху существующей газопроницаемой пробки, позволяя силиконовому составу застывать и, таким образом, образовывать газонепроницаемую пробку.
Отличные результаты, согласно настоящему изобретению, могут быть получены при использовании двухкомпонентного КТУ силиконового каучука или фторсодержащего КТУ силиконового каучука. Такие двухкомпонентные системы включают два базовых химиката: гидридный функциональный силиконовый агент поперечных связей и виниловый функциональный силиконовый полимер. Когда эти упомянутые соединения вводят в контакт, они реагируют предположительно по принципу дополнительного отверждения, как это описано выше, производя таким образом силиконовый каучук или материал типа геля. Одним из преимуществ этой системы отверждения является то, что она не требует внешнего реагента для инициирования реакции (как, например, вода, присутствующая во влажном воздухе). Еще одним преимуществом данной системы является то, что она не дает нежелательных или вредных побочных продуктов, как алкоголь или уксусная кислота. Она также не ограничивается диффузией одного из реагентов (т.е. влажный воздух) в другой чрезмерно вязкий компонент. Поэтому, реакция двух компонентов будет проходить независимо от их соответствующих объемов.
В принципе, каждая двухкомпонентная КТУ система, основанная на реакции отверждения между отдельными компонентами, может быть широко использована в конструкциях скважин, при их ремонте и ликвидации. Такие системы выдерживают очень высокие температуры, например, до 250 и даже 300°С и являются в то же время химически инертными. Более того, режим отверждения данного конкретного типа КТУ силиконовых каучуков и гелей может замедляться или ускоряться. Их реологические характеристики подходят при применении спирально свернутых подъемных труб. Было установлено также, что так называемые многослойные пробки (КТУ силиконовые гели, поддерживаемые цементной колонкой) были способны выдерживать высокие дифференциальные давления (например, давления до 80· 105 Па/м и возможно выше), поддерживая, в то же время, их свойство газонепроницаемости.
Силиконовые составы, основанные на принципе дополнительного отверждения, могут применяться в широком диапазоне.
Например, их можно использовать для зональной изоляции или для замены поврежденной или корродированной обсадной трубы, размещая двухкомпонентный КТУ силиконовый состав низкой вязкости в стволе скважины, с тем чтобы обеспечить соединение с неповрежденной обсадной трубой и перекрыть любую зону поглощения. В устойчивом состоянии двухкомпонентная смесь сформирует упругий материал типа каучука, способный выдерживать довольно жесткие химические и температурные условия, в которых он находится.
Силиконовые составы могут также применяться для затвердевания под кольцевыми (газ) давлениями в нефтяных и газовых скважинах путем уплотнения вызывающего неполадки кольцевого пространства, закачиванием двухкомпонентного КТУ силиконового каучука с первоначально низкой вязкостью в кольцевое пространство, что приводит к формированию вязкой упругой силиконовой гелевой пробки с высоким пределом текучести. Обычно длина такой пробки может составлять от 30 до 50 м. Операция обработки может сопровождаться струёй тяжелого соляного раствора (например, хлорид кальция, бромид кальция, бромид цинка или формиат цезия или эквивалентный раствор заданной плотности), для того чтобы уравновесить кольцевой столб жидкости с существующим давлением в коллекторе. Комбинация уплотнительной пробки (имеет свои преимущественные свойства упругости) и высокого гидростатического напора, обеспечиваемого соляным раствором, частично или даже полностью предотвратит любой дальнейший приток газа и последующее наращивание кольцевых давлений.
Двухкомпонентная система может быть применена подходящим способом путем впрыскивания ее в устье скважины посредством инжекторного насоса. Предпочтительно, чтобы любые кольцевые давления были снижены в скважине до начала операции впрыскивания.
Возможно также закачивание двухкомпонентной системы при высоком кольцевом газовом давлении в соответствующих условиях безопасности.
Преимуществом использования двухкомпонентной КТУ силиконовой каучуковой системы является также то, что обсадные трубы могут при желании быть повторно использованы на стадии предстоящей ликвидации скважины.
Силиконовые составы могут также эффективно применяться для перекрытия обводненных или загазованных зон нефтяного бассейна тампонированием таких зон с использованием непроницаемой силиконовой гелевой системы, которую первоначально запрессовывают в пористую среду как двухкомпонентный КТУ силиконовый состав, который затем реагирует и формирует химически/термально максимально непроницаемый барьер для водного или газового потока, по существу, в более высокой нефтяной фракции в сравнении с применением обычных систем, таких как Сг (III) - полиакри002488 ламидные гелевые растворы с поперечными связями.
Такие силиконовые составы особенно важны при применении так называемого, «мелкого тампонирования» дискретных обводненных или загазованных пласт-коллекторов нефтяной скважины.
Еще одно эффективное применение двухкомпонентных КТУ силиконовые составы находят в предотвращении и/или контролировании поступающих газовых потоков в интервал нефтяной/газовой скважины во время первичного цементирования.
Он включает, по существу, использование состава в качестве закачиваемой жидкости в ствол скважины, опуская обсадную колонну до забоя, и поддержание заданного давления закачиваемой жидкости таким образом, что жидкость подается радиально в проницаемые образования стенки ствола скважины, с тем чтобы создать промывочную зону пониженной проницаемости для газов.
Затем цементный раствор прокачивается через так называемую «рабочую колонну труб» в ствол скважины обсадных труб обычным способом, с тем чтобы закупорить цементом кольцевое пространство. Возможно также использование цементирующей смеси силиконового состава для получения наилучших результатов.
Двухкомпонентные КТУ силиконовые составы могут использоваться также как промежуточная струя жидкости при первичном цементировании. Необходимо позаботиться о том, чтобы обеспечить плотность силиконовой системы между плотностью предварительной струи цементирования и плотностью последующей промывки цементирования. Такое применение приведет к закапсулированной силиконовой системе в виде химического трубного пакера в кольцевой полости для заполнения соответствующим цементом.
Двухкомпонентные КТУ силиконовые составы могут применяться при уплотнении расширенной трубчатой полости вблизи ствола скважины или обсадной трубы существующей скважины для предотвращения миграции коллекторных жидкостей в соседние интервалы коллектора и/или к поверхности.
Силиконовая система действует, таким образом, как альтернатива для известных способов цементирования при завершении скважины.
Более того, возможно использовать двухкомпонентные КТУ силиконовые составы для обеспечения силиконовой каучуковой системы альтернативы хорошо известному механическому пакеру. Традиционно цементировочная пробка устанавливается в скважине, законченной бурением, с использованием насоснокомпрессорных труб с тем, чтобы извлечь неэкономичные надтрубные резервы, которые находятся над существующими эксплуатационными пакер-установками. Применение двух компонентных КТУ силиконовых составов, особенно в случае укрепления их обычным цементом для механической прочности обеспечит газонепроницаемые сальниковые уплотнения в данном конкретном использовании.
Можно также надувать хорошо известные Наружные Трубные Пакеры, применяя двухкомпонентные КТУ силиконовые составы вместо обычных систем на основе цемента. Дефекты, связанные с известным способом (цемент) усадки, во время затвердевания и непредсказуемого поведения при герметизации, устраняются при использовании силиконовых составов.
Далее, возможно использование двухкомпонентных КТУ силиконовых составов и полимер/цемент композиций при цементировании многобортовых штрековых скважин, а также в ситуациях, вызывающих СО2- затопление скважины, так как составы являются весьма стойкими в такой окружающей среде.
Установлено, что некоторые силиконовые каучуковые составы, коммерчески доступные в Ωο\ν Сотшид могут эффективно применяться в способе по настоящему изобретению. Ссылка на продукцию Ωο\ν Сотшид делается в соответствии с обозначениями: 3-4225, 3-4230, 3-4231, 34232, 3-4234. Считается, что вышеупомянутые продукты действенны благодаря свойствам дополнительного отверждения отдельных компонентов (базовый компонент и катализатор отверждения).
При использовании силиконовых каучуковых составов вместе с цементной композицией было обнаружено, что подходящие весовые соотношения силиконовый каучук/цемент находятся в диапазоне 5:1 и 0,5:1, предпочтительно между 3:1 и 1:1. Хорошо известная цементная композиция может применяться для обеспечения системы, которая сформирует газонепроницаемые композиции по настоящему изобретению. Примерами коммерчески доступных цементов являются Класс Н и класс О, Портландцемент. Могут применяться и другие цементы, имеющие сравнимые свойства с упомянутыми Портландцементами.
Плотность силиконовых составов дополнительного отверждения по изобретению можно регулировать добавлением тяжелых или легких наполнителей, в зависимости от нужного рабочего режима при подготовке скважины.
Повышенная плотность может достигаться добавлением обычных тяжелых добавок, известных в данной области техники, например барит, гематит, ильменит, окись марганца, микроизмельченные стальные порошки и другие соединения с высокой относительной плотностью.
Доказано, что особенно выгодно добавлять смесь микроизмельченных стальных порошков и барита, что производит синергетический эффект на уменьшение осаждения утяжелителя агент/наполнитель до окончательного затвердевания смолистых веществ.
Обычно смесь 2:1 стального порошка с частицами среднего размера (А8-100. получаемый из Нодепак АВ, Нодепак, Щвеция) и барита (С-138, получаемый из 8с111шпЬегдег/Оо\\'е11. Соеуогбеп. Нидерланды) оказалась очень эффективной для создания соединения силиконового состава с плотностью 2.2 г/см3 (начиная с базового состава с плотностью 1.0 г/см3).
Плотность состава может быть уменьшена добавлением жестких инертных полых сфер, известных в технике для получения, например, легких цементных растворов и промывочных жидкостей.
Примерами таких агентов являются жесткие, инертные, полые керамические сферы, (продаваемые под торговой маркой ΖΕΘ8ΗЕКЕ8 Корпорацией ЗМ) или стеклянные сферы (продаваемые под торговой маркой
8СОТСНЬ1ТЕ, производство ЗМ Корпорации). летучая зола с предприятий по сжиганию угля (сферы, продаваемые под торговой маркой 8РНЕКЕЬ1ТЕ. НаШЬийоп Епегду 8егу1сек. Эипсап ОК. И8А) и т.д.
Особым является использование газонаполненных расширенных тягучих микросфер (продаваемые под торговой маркой ОиАЫТЕ компанией Р1егсе апб 81ерйепк или торговой маркой ЕХРАНСЕЬЬ компанией Акхо ЫоЬе1. Швеция) и различных микросфер (Р-серия), выпускаемых Ма!кито!о УикЫ-8еуаки Со Ь1б. Япония) в сочетании с силиконовыми составами дополнительного отверждения по изобретению.
В случае применения силиконового состава с такими тягучими микросферами в относительно неглубоких нефте/газовых фациях скважины (менее чем, примерно, 200 м, соответствует абсолютному давлению 20-30· 105 Па) получают сжимаемое уплотнение с отличными герметическими характеристиками.
Патенты США 4.580.794. 4.946.737.
3.670.091 описывают способы получения сжимаемых силиконовых составов, содержащих тягучие микросферы.
Силиконовые составы дополнительного отверждения по изобретению могут также производиться в виде твердых липких смол.
В качестве такой системы применяется реагент, связывающий нефтеносный пластколлектор, с тем чтобы остановить выработку песка в газонефтяных скважинах, выделяющегося из хрупких/неукрепленных песчаных коллекторов.
Силиконовые составы дополнительного отверждения по изобретению являются хорошей заменой для существующих эпоксидных смол, ограниченных в своей способности контролировать их реакционную динамику и имеют уровень токсичности, который может оказаться менее приемлемым для операций в наклонных скважинах.
Температуры, используемые в способе по настоящему изобретению, зависят в некоторой степени от специфического применения. Они варьируются в диапазоне от температуры окружающей среды до 180°С. Соответственно могут использоваться температуры до 150°С. Хорошие результаты получали при температурах от 40 до 70°С.
Специфические составы могут быть испытаны на буровой установке крупномасштабной газовой миграции, подробно описанной С.М.Во1. М.С.К. Вокта. Р.М.Т. Кеуппк апб
1.Р.М. уап Уйе!: «Цементирование: как добиться зонной изоляции»; представлено в 79 ОМС (1997 ОГГкйоге Мебйетгапеап СопРетепсе). Кауеппа. 1!а1у (19-23 марта, 1997) и приведенной здесь как ссылка.
Оборудование включает, по существу, крепление стальных обсадных труб, высотой 4 м, 17.8 х 12.7 см (плюс моделированный проницаемый коллектор, высота 50 см, (3000 тО)). Оборудование может эксплуатироваться при давлениях до 6·105 Па при 80°С. Прорыв газа при данной оценке динамической герметической способности газа во время схватывания цемента (или другого материала) контролируется датчиками текучести, а также датчиками давления и температуры, расположенных на равном расстоянии поперек высоты колонны труб. Типичным экспериментом является применение и поддержание четко обозначенного избытка между цементной колонной и «коллектором» давления и контроль изменения зависимых параметров (текучесть, давление и температура) в функции времени.
Можно также использовать испытательное оборудование статического типа, например, как описано в документе 8РЕ 1376. представленном Р.А. Ратсеуеаих и Р.Н. 8аи11 на 59-ой Ежегодной технической конференции и выставке в Хьюстоне, Техас (16-19 сентября, 1984) под заголовком: «Усадка цемента и упругость: Новый подход к эффективной зонной изоляции». Испытательное оборудование, по существу, представляет собой статическое устройство газовой миграции высокого давления, которое может работать при 200· 105 Па и 150°С и включает в себя цилиндр, в котором смоделированы пробки или кольцевые трубные конфигурации. Обычно цемент (или другой материал) оставляют для схватывания внутри цилиндра в статических условиях (т.е. дельта Р отсутствует). Цемент либо присутствует в качестве смеси с силиконовым каучуком, как описано в настоящем изобретении, либо имеет наверху (если смотреть в направлении газового потока) сальниковое уплотнение, полученное благодаря силиконовому составу дополнительного отверждения по настоящему изобретению. Впоследствии возможное начало потери газа из-за неплотности соединения регулируется приложением повышен ных перепадов давления поперек пробки или кольцевой трубной конфигурации. Можно применять цементные составы, для того чтобы проверить «сбой» испытательного оборудования.
Изобретение иллюстрируется следующими примерами.
Пример 1.
Были проведены 6 экспериментов на статическом испытательном оборудовании, как описано выше с использованием пробковой конфигурации (17.78 см). В табл. 1 приводятся композиции каждой из систем, испытанных совместно в условиях вулканизации и газовой изоляции («Давление Несрабатывания»). Композиция А означает Ωο\ν Сотпшд 3-4230 и Композиция В означает Ωο\ν Сотшпд 3-4225. Соотношения, приведенные в таблице, даны в весовых процентах.
Таблица 1
Уплотнитель Условия вулканизации (°С) Давление несрабатывания
Класс С Цемент (соотношение вода/цемент 0.44) 60°С 3-105 Па
Композиция А 25°С 3· 105 Па
Композиция А/ Класс С Цемент (отношение 2.5) 25°С 15-20-105 Па
Композиция В 25°С 100· 105 Па
Слоистая конструкция: Композиция А на Класс С Цемент 25°С 5· 105 Па
Слоистая конструкция: Композиция В на Класс С Цемент 25°С 150-105 Па
Результаты экспериментов показывают значительное улучшение газонепроницаемости при использовании смеси стандартного цемента и силиконового состава дополнительного отверждения и, в частности, при применении таких составов в пробках слоистого типа. Промышленное испытание с использованием пробки на основе композиции А/Класс С Цемент прошло успешно (газовой утечки не наблюдалось после шестимесячной эксплуатации, испытание продолжается).
Пример 2.
Четыре эксперимента были проведены на испытательном оборудовании по примеру 1 с использованием кольцевой пробковой конфигурации (17.78 см х 12.70 см). В табл. 2 приводятся композиции каждой из систем, тестированных совместно в условиях вулканизации и газовой изоляции («Давление Несрабатывания»). Композиция С означает Ωο\ν Сотшпд 3-4232 и Композиция В соответствует примеру 1. Соотношения даны в весовых процентах.
Таблица 2
Уплотнитель Условия вулканизации (°С) Давление несрабатывания
Класс С Цемент (соотношение вода/цемент 0.44) 60°С 6- 105Па
Слоистая конструкция: Композиция С/на Класс С Цемент 50°С 20-105 Па
Слоистая конструкция: Композиция В/ на Класс С Цемент 50°С 55-105 Па
Слоистая конструкция: Композиция В/на Класс С Цемент 25°С 140-105 Па
Из анализа теста видно, что лучшие результаты получены при использовании композиции В под цементирующей кольцевой пробкой.
Пример 3.
Поведение Композиций А и В при схватывании (как описано выше) и содержащих их слоистых композиций определены в §!апбатб ΑΡΙ Сетей! СопзМотеЮг (№\\ъео РС-10), работающих на небольшой скорости (2 об/мин) и с модифицированным шпинделем (12 мм, без приспособлений). Воспроизводимые скорости схватывания были найдены в данном агрегате. Тестировалось также влияние коммерчески доступных композиций-ингибиторов. Обнаружено, что время схватывания может регулироваться соответствующим образом, что делает эти композиции привлекательными.
Относительно реологических характеристик было установлено, что поведение двухкомпонентных ВТУ систем, описанных выше, подчиняется степенному закону, когда их подвергают низким скоростям сдвига (до 6 обратных с), и вызывают ньютоновское поведение при более высоких скоростях сдвига (свыше 20 обратных с), что делает их исключительно подходящими для спирально свернутых подъемных труб (что не характерно для герметизирующих составов конденсационного типа).

Claims (18)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ осуществления операций по сооружению, ремонту и/или ликвидации скважин, который включает использование силиконового состава дополнительного отверждения, отличающийся тем, что используют силиконовый состав, выбранный из группы, включающей вулканизирующийся при комнатной температуре силиконовый и фторсодержащий каучук.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает изоляцию зоны или замену поврежденной или корродированной обсадной трубы размещением двухкомпонентного силиконового состава в стволе скважины с обеспечением формирования упругого материала.
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает отверждение под кольцевым (газ) давлением в нефтяных и/или газовых скважинах путем герметического уплотнения, имеющего неполадки кольцевого пространства, впрыскиванием двухкомпонентного силиконового состава в кольцевое пространство с обеспечением формирования вязкоупругой силиконовой гелевой пробки.
  4. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что включает заливку соляного раствора в кольцевое пространство с тем, чтобы уравновесить кольцевой столб жидкости с существующим давлением коллектора после того, как сформировалась вязкоупругая пробка.
  5. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что включает перекрытие обводненной или загазованной зоны нефтяного бассейна тампонированием этой зоны с помощью непроницаемой силиконовой гелевой системы, которую первоначально запрессовывают в пористую зону в качестве двухкомпонентного силиконового состава, который затем обеспечивает формирование непроницаемого барьера для водного или газового потока.
  6. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что включает предотвращение и/или контроль газового притока в секцию нефтяной/газовой скважины во время первичной цементации с использованием двухкомпонентного силиконового состава в качестве жидкости, закачиваемой в ствол скважины, опускание обсадной колонны до забоя, прикладывание заданного давления с тем, чтобы запрессовать закачиваемую жидкость в радиальном направлении в проницаемые образования стенки ствола скважины, и создание промытой зоны с уменьшенной проницаемостью для газов, за которой следует операция кольцевой герметизации цементного типа.
  7. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что включает использование кольцевой герметизации цементного типа, при которой цементирующий компонент содержит также двухкомпонентный силиконовый состав.
  8. 8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что включает применение двухкомпонентного силиконового состава для создания силиконового каучукового пакера.
  9. 9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что включает применение двухкомпонентного силиконового состава для надувания Наружных Трубных Пакеров.
  10. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает формирование временной или постоянной пробки в стволе скважины в одном или более подземных образованиях, через которые проходят ствол скважины, путем либо размещения смеси цемента и силиконового состава дополнительного отверждения в одном или более подземных формированиях или в стволе скважины в определенной точке, либо размещения силиконового состава дополнительного отверждения под или сверху существующей газопроницаемой пробки, и обеспечение схватывания силиконового состава для получения таким образом газонепроницаемой пробки.
  11. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что включает применение силиконового состава и цемента, где весовое соотношение силикон/цемент находится в диапазоне между 5:1 и 0,5:1, предпочтительно между 3:1 и 1:1.
  12. 12. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что включает использование Класса С или Класса Н Портландцемент в качестве цементирующего компонента в силиконово-цементной смеси.
  13. 13. Способ по одному или более пп. 10-12, отличающийся тем, что включает осуществление производства газонепроницаемой пробки при температуре в диапазоне между комнатной температурой и 180°С, более подходящая температура до 150°С, и в частности между 40 и 70°С.
  14. 14. Способ по одному или более пп. 1-13, отличающийся тем, что включает использование дополнительного ингибитора или ускорителя для оказания влияния на режим отверждения силиконового состава.
  15. 15. Способ по любому из пп. 10-14, отличающийся тем, что включает использование двухкомпонентного силиконового состава, в частности фторсодержащего.
  16. 16. Способ по п.15, отличающийся тем, что включает использование двухкомпонентного силиконового состава, в частности фторсодержащего.
  17. 17. Способ по одному или более пп. 1-16, отличающийся тем, что включает использование одного или более продуктов, имеющих обозначение Ωο\ν Согшид 3-4225, 3-4230, 3-4231, 34232 или 3-4234.
  18. 18. Способ по любому из пп.1-17, как описано выше со ссылкой, в частности, на примеры.
EA200000883A 1998-02-26 1999-02-24 Способ сооружения, ремонта и/или ликвидации скважин EA002488B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP98301423 1998-02-26
PCT/EP1999/001281 WO1999043923A1 (en) 1998-02-26 1999-02-24 Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200000883A1 EA200000883A1 (ru) 2001-02-26
EA002488B1 true EA002488B1 (ru) 2002-06-27

Family

ID=8234687

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200000883A EA002488B1 (ru) 1998-02-26 1999-02-24 Способ сооружения, ремонта и/или ликвидации скважин

Country Status (15)

Country Link
US (1) US6196316B1 (ru)
EP (1) EP1060325B1 (ru)
CN (1) CN1098404C (ru)
AR (1) AR014644A1 (ru)
AU (1) AU749044B2 (ru)
BR (1) BR9908265A (ru)
CA (1) CA2320711C (ru)
DE (1) DE69914461T2 (ru)
EA (1) EA002488B1 (ru)
GC (1) GC0000046A (ru)
ID (1) ID25485A (ru)
MY (1) MY122420A (ru)
NO (1) NO318614B1 (ru)
TR (1) TR200003013T2 (ru)
WO (1) WO1999043923A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105315978A (zh) * 2014-07-28 2016-02-10 中国石油化工股份有限公司 一种固井用油基泥浆冲洗液及制备方法
RU2798371C1 (ru) * 2023-01-23 2023-06-21 Публичное акционерное общество "Газпром" Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах

Families Citing this family (62)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6429784B1 (en) * 1999-02-19 2002-08-06 Dresser Industries, Inc. Casing mounted sensors, actuators and generators
GB9912653D0 (en) * 1999-05-28 1999-07-28 Dow Corning Sa Organosilicon composition
AU7567201A (en) 2000-05-22 2001-12-03 Shell Int Research Method for plugging a well with a resin
US6746761B2 (en) * 2001-07-03 2004-06-08 Fmc Technologies, Inc. High temperature silicone based subsea insulation
MY135121A (en) 2001-07-18 2008-02-29 Shell Int Research Wellbore system with annular seal member
US6601647B2 (en) 2001-12-03 2003-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods, well cement compositions and lightweight additives therefor
NO339168B1 (no) * 2001-12-03 2016-11-14 Halliburton Energy Services Inc Lettvekts sementblanding samt fremgangsmåte for å tette rundt et rør i en borebrønn
US20030181542A1 (en) * 2002-03-21 2003-09-25 Vijn Jan Pieter Storable water-silica suspensions and methods
US6644405B2 (en) 2002-03-21 2003-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods
US6739414B2 (en) 2002-04-30 2004-05-25 Masi Technologies, L.L.C. Compositions and methods for sealing formations
US6516883B1 (en) * 2002-07-25 2003-02-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing pipe in well bores and low density cement compositions therefor
US7452849B2 (en) * 2002-07-31 2008-11-18 Dow Corning Corporation Silicone resin for drilling fluid loss control
US7886831B2 (en) 2003-01-22 2011-02-15 Enventure Global Technology, L.L.C. Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
GB2398582A (en) 2003-02-20 2004-08-25 Schlumberger Holdings System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore
US7712522B2 (en) 2003-09-05 2010-05-11 Enventure Global Technology, Llc Expansion cone and system
US6983800B2 (en) * 2003-10-29 2006-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods, cement compositions and oil suspensions of powder
US20050241538A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads
US20050241545A1 (en) * 2004-04-28 2005-11-03 Vargo Richard F Jr Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions
CA2577083A1 (en) 2004-08-13 2006-02-23 Mark Shuster Tubular member expansion apparatus
US7373981B2 (en) * 2005-02-14 2008-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing with lightweight cement compositions
US7398827B2 (en) * 2005-03-11 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for high temperature lightweight cementing
US7390356B2 (en) * 2005-03-11 2008-06-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for high temperature lightweight cementing
US20120328377A1 (en) * 2005-09-09 2012-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Resin-Based Sealant Compositions Comprising Cement Kiln Dust and Methods of Use
US8672028B2 (en) 2010-12-21 2014-03-18 Halliburton Energy Services, Inc. Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement
US9676989B2 (en) 2005-09-09 2017-06-13 Halliburton Energy Services, Inc. Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use
US9809737B2 (en) 2005-09-09 2017-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use
EP2150597A4 (en) * 2007-04-27 2010-12-01 Mi Llc USE OF HARDENABLE LIQUID ELASTOMERS FOR THE MANUFACTURE OF GELS FOR THE TREATMENT OF A DRILL OXIDE
AU2008245781B2 (en) 2007-04-27 2012-06-28 M-I Llc Use of elastomers to produce gels for treating a wellbore
US20110203795A1 (en) * 2010-02-24 2011-08-25 Christopher John Murphy Sealant for forming durable plugs in wells and methods for completing or abandoning wells
BR112013003533A2 (pt) * 2010-08-18 2016-06-28 Prad Res & Dev Ltd método para ajustar as propriedades de expansão térmica linear de uma pasta de cimento para a colocação em um poço subterrâneo tendo pelo menos uma coluna de revestimento, uso de um material carbonáceo e método para controlar tensões térmicas e mecânicas em um revestimento de cimento em um poço subterrâneo
US8490707B2 (en) 2011-01-11 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers
US8935106B2 (en) * 2011-10-28 2015-01-13 Adalet/Scott Fetzer Company Pipeline hydrostatic testing device
RU2515675C1 (ru) * 2013-04-11 2014-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину
GB2540511B (en) 2014-06-25 2020-11-25 Shell Int Research Assembly and method for expanding a tubular element
US10000990B2 (en) 2014-06-25 2018-06-19 Shell Oil Company System and method for creating a sealing tubular connection in a wellbore
CA2956239C (en) 2014-08-13 2022-07-19 David Paul Brisco Assembly and method for creating an expanded tubular element in a borehole
US10480287B2 (en) 2014-12-12 2019-11-19 Carboline Company Epoxy-based subsea insulation material
CN106285556A (zh) * 2015-05-12 2017-01-04 中国石油化工股份有限公司 固井胶塞和应用其的固井方法以及分段压裂装置
CN106481307A (zh) * 2015-08-24 2017-03-08 中国石油化工股份有限公司 一种多层系差异化封堵的方法
US9631459B2 (en) 2015-09-22 2017-04-25 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore dynamic top kill with inserted conduit
US10087697B2 (en) 2015-09-22 2018-10-02 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore dynamic top kill
US10006265B2 (en) 2015-09-22 2018-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Polymer plugs for well control
US10287849B2 (en) 2015-10-19 2019-05-14 Exxonmobil Upstream Resarch Company Subsea well control system
BR112018016025A2 (pt) 2016-02-08 2018-12-26 Shell Int Research método para fornecer isolamento de zona em um furo de poço subterrâneo
GB2570258A (en) 2016-11-11 2019-07-17 Shell Int Research Process to prepare a solid cement composition
WO2019016304A1 (en) 2017-07-20 2019-01-24 Danmarks Tekniske Universitet RAPID-TAKING ELASTOMER SHUTTER COMPOSITION
CN110359879B (zh) * 2018-03-26 2021-11-02 中国石油天然气股份有限公司 一种废弃井封堵方法
CN108358664B (zh) * 2018-05-07 2021-04-02 绥中大地丰源建材有限公司 一种利用粉煤灰制作的胶凝材料及其制备方法
US11168243B2 (en) 2018-08-30 2021-11-09 Saudi Arabian Oil Company Cement compositions including epoxy resin systems for preventing fluid migration
US11352541B2 (en) 2018-08-30 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Sealing compositions and methods of sealing an annulus of a wellbore
US10696888B2 (en) 2018-08-30 2020-06-30 Saudi Arabian Oil Company Lost circulation material compositions and methods of isolating a lost circulation zone of a wellbore
CN110453707B (zh) * 2019-08-18 2021-03-23 杨树东 一种高压降水井自密封防水结构及其施工方法
NL2023940B1 (en) 2019-10-02 2021-05-31 Filoform Bv Method for plugging wellbores in the earth
US11332656B2 (en) 2019-12-18 2022-05-17 Saudi Arabian Oil Company LCM composition with controlled viscosity and cure time and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore
US11370956B2 (en) 2019-12-18 2022-06-28 Saudi Arabian Oil Company Epoxy-based LCM compositions with controlled viscosity and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore
US11193052B2 (en) 2020-02-25 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Sealing compositions and methods of plugging and abandoning of a wellbore
US11236263B2 (en) 2020-02-26 2022-02-01 Saudi Arabian Oil Company Method of sand consolidation in petroleum reservoirs
CN113586004B (zh) * 2020-04-30 2023-07-25 中国石油天然气股份有限公司 储气库废井的封堵方法
CN112412393A (zh) * 2020-10-19 2021-02-26 四川盐业地质钻井大队 盐卤天然气废井压差分段封堵工艺
CN112253039B (zh) * 2020-10-21 2022-08-30 中国石油天然气股份有限公司 一种提高油气井化学堵漏树脂类钻塞效率的工艺方法
CN112324377B (zh) * 2020-11-25 2023-12-12 山东海洋工程装备有限公司 用于深海无钻机永久弃井的井下作业工具及作业方法
US11827841B2 (en) 2021-12-23 2023-11-28 Saudi Arabian Oil Company Methods of treating lost circulation zones

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR325541A (fr) 1902-10-22 1903-05-01 Beyer Friedrich Système de crachoir de poche
US3476189A (en) * 1964-03-26 1969-11-04 Shell Oil Co Method for consolidating a permeable mass
US3616858A (en) * 1970-04-14 1971-11-02 Pan American Petroleum Corp Method for plugging gas zones with silicone foams
US3670091A (en) 1971-05-20 1972-06-13 Sqrague Electric Co Encapsulated electrical components with protective pre-coat containing collapsible microspheres
US4331722A (en) * 1980-12-11 1982-05-25 Packo Industries, Inc. Sealing leaks by polymerization of volatilized organosilane monomers
DE3423608A1 (de) * 1984-06-27 1986-01-02 Th. Goldschmidt Ag, 4300 Essen Fluoralkylsilane oder -siloxane, deren herstellung und verwendung
US4580794A (en) * 1984-11-16 1986-04-08 Jamak, Inc. Silicon rubber gasket and material
US4862967A (en) * 1986-05-12 1989-09-05 Baker Oil Tools, Inc. Method of employing a coated elastomeric packing element
US4793409A (en) * 1987-06-18 1988-12-27 Ors Development Corporation Method and apparatus for forming an insulated oil well casing
US4946737A (en) 1987-09-03 1990-08-07 Armstrong World Industries, Inc. Gasket composition having expanded microspheres
US5159980A (en) * 1991-06-27 1992-11-03 Halliburton Company Well completion and remedial methods utilizing rubber latex compositions
US5484020A (en) 1994-04-25 1996-01-16 Shell Oil Company Remedial wellbore sealing with unsaturated monomer system
US5656710A (en) * 1995-06-07 1997-08-12 Loctite Corporation Low viscosity silicone sealant
US5571318A (en) * 1995-08-31 1996-11-05 Halliburton Company Well cementing methods and compositions for use in cold environments
US5595826A (en) * 1995-10-11 1997-01-21 Dow Corning Corporation Curable organopolysiloxane compositions with improved adhesion
US5836390A (en) * 1995-11-07 1998-11-17 The Regents Of The University Of California Method for formation of subsurface barriers using viscous colloids
DE19545365A1 (de) * 1995-12-05 1997-06-12 Wacker Chemie Gmbh Verfahren zur Herstellung lagerstabiler oxidische verstärkende Füllstoffe enthaltender Organopolysiloxanzusammensetzungen
US5795924A (en) * 1996-07-01 1998-08-18 Halliburton Company Resilient well cement compositions and methods
US5712314A (en) * 1996-08-09 1998-01-27 Texaco Inc. Formulation for creating a pliable resin plug

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105315978A (zh) * 2014-07-28 2016-02-10 中国石油化工股份有限公司 一种固井用油基泥浆冲洗液及制备方法
CN105315978B (zh) * 2014-07-28 2018-06-29 中国石油化工股份有限公司 一种固井用油基泥浆冲洗液及制备方法
RU2798371C1 (ru) * 2023-01-23 2023-06-21 Публичное акционерное общество "Газпром" Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах

Also Published As

Publication number Publication date
US6196316B1 (en) 2001-03-06
BR9908265A (pt) 2000-10-31
WO1999043923A1 (en) 1999-09-02
NO20004283L (no) 2000-08-25
CN1292059A (zh) 2001-04-18
AU749044B2 (en) 2002-06-20
EP1060325B1 (en) 2004-01-28
TR200003013T2 (tr) 2001-01-22
NO318614B1 (no) 2005-04-18
EP1060325A1 (en) 2000-12-20
DE69914461D1 (de) 2004-03-04
EA200000883A1 (ru) 2001-02-26
GC0000046A (en) 2004-06-30
CN1098404C (zh) 2003-01-08
DE69914461T2 (de) 2004-11-25
ID25485A (id) 2000-10-05
NO20004283D0 (no) 2000-08-25
AU3327799A (en) 1999-09-15
CA2320711A1 (en) 1999-09-02
CA2320711C (en) 2007-02-13
MY122420A (en) 2006-04-29
AR014644A1 (es) 2001-03-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA002488B1 (ru) Способ сооружения, ремонта и/или ликвидации скважин
US7647970B2 (en) Self-sealing well cement composition
US5339902A (en) Well cementing using permeable cement
AU2007263592B2 (en) Swellable elastomers and associated methods
SA517381160B1 (ar) أسمنت ذاتي الالتئام يشتمل على بوليمر قادر على الانتفاخ في بيئة غازية
CA2790891C (en) Methods relating to modifying flow patterns using in-situ barriers
CA2746567C (en) In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier
US4844164A (en) Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole
JP5832063B2 (ja) カチオン性ラテックスを含む坑井シーラント組成物及びその使用方法
EA011961B1 (ru) Способ уплотнения кольцевого пространства ствола скважины
EA014617B1 (ru) Способы регулирования давления в кольцевом пространстве ствола скважины
RU2108445C1 (ru) Способ восстановления герметичности заколонного пространства
NO319051B1 (no) Fremgangsmate for sementering av et borehull
CA2926076A1 (en) Traceable polymeric additives for use in subterranean formations
US10641058B2 (en) Expansive cement
US5035813A (en) Process and composition for treating underground formations penetrated by a well borehole
RU2576416C1 (ru) Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты)
RU2283421C1 (ru) Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине
RU1789662C (ru) Способ установки цементных мостов в поглощающих скважинах
RU2186196C1 (ru) Состав для заполнения уплотнительного элемента пакера
RU2333346C1 (ru) Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины
RU2655495C1 (ru) Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине
RU2153571C2 (ru) Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины
Guan et al. Well Cementing and Completion
SU248589A1 (ru) Способ обратного цементирования обсадных колонн

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ RU