EA008963B1 - Method for suppressing fluid communication to or from a wellbore - Google Patents
Method for suppressing fluid communication to or from a wellbore Download PDFInfo
- Publication number
- EA008963B1 EA008963B1 EA200601465A EA200601465A EA008963B1 EA 008963 B1 EA008963 B1 EA 008963B1 EA 200601465 A EA200601465 A EA 200601465A EA 200601465 A EA200601465 A EA 200601465A EA 008963 B1 EA008963 B1 EA 008963B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- wellbore
- fluid
- polymer
- interface
- particles
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 62
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 39
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 33
- 229920013730 reactive polymer Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 37
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 31
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 24
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 12
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 12
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 8
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 claims description 6
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 3
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 2
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims 1
- 239000011342 resin composition Substances 0.000 claims 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 14
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 description 10
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 10
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 10
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 10
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 7
- -1 glycidyl epoxide Chemical class 0.000 description 6
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- ZMLXKXHICXTSDM-UHFFFAOYSA-N n-[1,2-dihydroxy-2-(prop-2-enoylamino)ethyl]prop-2-enamide Chemical compound C=CC(=O)NC(O)C(O)NC(=O)C=C ZMLXKXHICXTSDM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- LCFVJGUPQDGYKZ-UHFFFAOYSA-N Bisphenol A diglycidyl ether Chemical compound C=1C=C(OCC2OC2)C=CC=1C(C)(C)C(C=C1)=CC=C1OCC1CO1 LCFVJGUPQDGYKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229940106691 bisphenol a Drugs 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N diglycidyl ether Chemical compound C1OC1COCC1CO1 GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000004850 liquid epoxy resins (LERs) Substances 0.000 description 2
- QWVGKYWNOKOFNN-UHFFFAOYSA-N o-cresol Chemical compound CC1=CC=CC=C1O QWVGKYWNOKOFNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- PISLZQACAJMAIO-UHFFFAOYSA-N 2,4-diethyl-6-methylbenzene-1,3-diamine Chemical compound CCC1=CC(C)=C(N)C(CC)=C1N PISLZQACAJMAIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000012948 isocyanate Substances 0.000 description 1
- 150000002513 isocyanates Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- AFEQENGXSMURHA-UHFFFAOYSA-N oxiran-2-ylmethanamine Chemical compound NCC1CO1 AFEQENGXSMURHA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005502 peroxidation Methods 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 239000004645 polyester resin Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010944 pre-mature reactiony Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
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
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к способу подавления движения текучей среды в ствол скважины или из него в подземном пласте и к скважинному флюиду, предназначенному для использования в стволе скважины.The present invention relates to a method for inhibiting the movement of a fluid into or out of a wellbore in a subterranean formation and to a wellbore fluid for use in a wellbore.
Уровень техникиState of the art
В ходе бурения и эксплуатации ствола скважины в подземной формации часто возникают ситуации, в которых желательно подавлять движение текучей среды в скважине.When drilling and operating a wellbore in an underground formation, situations often arise in which it is desirable to suppress the movement of fluid in the well.
Например, текучая среда, получаемая из углеводородных нефтяных или газовых скважин, часто содержит существенные количества воды. Используемый здесь термин «вода» также включает соленую воду. Источником воды может быть вода формации, проникающая из слоев формации, расположенных рядом со слоями, несущими углеводороды, или вода, проникающая в формацию при ее закачке с поверхности.For example, fluid obtained from hydrocarbon oil or gas wells often contains significant amounts of water. As used herein, the term “water” also includes salt water. The source of water may be formation water penetrating from the formation layers adjacent to the hydrocarbon bearing layers, or water entering the formation when it is injected from the surface.
Вода, содержащаяся в добываемой текучей среде, снижает возможности по подъему нефтяной или газовой скважины, и полученная вода представляет собой экологическую проблему. Часто концентрация воды в добываемой текучей среде увеличивается по мере старения скважины, и на некотором этапе желательно обработать скважину, чтобы получать из нее меньше воды.The water contained in the produced fluid reduces the ability to lift an oil or gas well, and the resulting water is an environmental problem. Often, the concentration of water in the produced fluid increases with the aging of the well, and at some point it is desirable to treat the well in order to get less water from it.
Аналогичная задача состоит в подавлении движения текучей среды через трещины в формации, окружающей ствол скважины. Трещины могут привести к нежелательной потере бурового раствора в окружающую формацию, что приводит к необходимости герметизировать движение текучей среды через трещины.A similar challenge is to suppress fluid movement through cracks in the formation surrounding the wellbore. Cracks can lead to undesirable loss of drilling fluid in the surrounding formation, which leads to the need to seal the movement of the fluid through the cracks.
Другие ситуации, в которых может быть желательно подавлять движение текучей среды внутри скважины, возникают при просачивании обсадных труб, например, когда существуют полости позади обсадной трубы или когда присутствуют пустоты или кольца между металлической обсадной трубой и окружающим цементом. Такие ситуации называются далее неоднородностями цементирования.Other situations in which it may be desirable to suppress fluid movement within the well occur when casing seeps out, for example, when there are cavities behind the casing or when voids or rings are present between the metal casing and the surrounding cement. Such situations are hereinafter referred to as cementing heterogeneities.
В примере ситуации, в которой желательно обеспечить изоляцию, подземная формация сформирована из множества расположенных друг над другом нефтеносных слоев, и ствол скважины продолжается через формацию и выполнен с отверстиями, расположенными во всех нефтеносных слоях. После некоторого времени эксплуатации, в результате изучения показаний приборов, данных месторождения и добычи определяют, что некоторые слои все еще имеют высокую степень насыщения углеводородами, в то время как другие уже заполнились водой. Поэтому было бы желательно обеспечить возможность выборочного подавления движения текучей среды между стволом скважины и заполненным водой слоем (слоями).In an example of a situation in which isolation is desired, the subterranean formation is formed from a plurality of oil-bearing layers located one above the other, and the wellbore extends through the formation and is made with holes located in all oil-bearing layers. After some time of operation, as a result of studying instrument readings, field data and production data, it is determined that some layers still have a high degree of saturation with hydrocarbons, while others are already filled with water. Therefore, it would be desirable to provide the ability to selectively suppress fluid movement between the wellbore and the water-filled layer (s).
Такая задача не имеет простого решения. Заявитель столкнулся с этой проблемой в ситуации, в которой завершение скважины представляет собой комплекс с относительно малой колонной насоснокомпрессорных труб (диаметром 3,5=9 см) внутри относительно большой обсадной трубы ствола скважины (диаметром 7=18 см), при относительно высоких статических температурах в скважине (>110°С), при относительно высоком перепаде давления между разными слоями (до 3000 фунтов на квадратный дюйм=21МПа).Such a task does not have a simple solution. The applicant faced this problem in a situation in which the completion of the well is a complex with a relatively small string of tubing (diameter 3.5 = 9 cm) inside a relatively large casing of the wellbore (diameter 7 = 18 cm), at relatively high static temperatures in the well (> 110 ° C), with a relatively high pressure drop between the different layers (up to 3000 psi = 21 MPa).
Обычное изолирование цементом представляет собой в данном случае не практичный вариант для таких высоких перепадов давления.Conventional cement insulation is in this case not a practical option for such high pressure drops.
При рассмотрении других возможных решений, известных в уровне техники, оказалось, что доступны только относительно сложные механические варианты.When considering other possible solutions known in the prior art, it turned out that only relatively complex mechanical options are available.
Один из механических вариантов мог бы состоять в установке селективного завершения скважины с множеством зон. Это подразумевало бы необходимость удаления первого существующего завершения, т.е. узла труб и оборудования внутри скважины. После этого потребовалось бы установить избирательное завершение, в котором все соответствующие слои изолированы элементами пакера, чтобы обеспечить возможность управления добычей из любой из этих зон с помощью клапанов.One mechanical option would be to install a selective well completion with multiple zones. This would imply the need to remove the first existing completion, i.e. node pipes and equipment inside the well. After that, it would be necessary to establish a selective termination, in which all the corresponding layers are isolated by the elements of the packer, in order to provide the ability to control production from any of these zones using valves.
Другой обычный механический вариант мог бы состоять в цементировании обсадной трубы поверх существующих отверстий для перекрытия движения текучей среды между всеми отверстиями и стволом скважины, с последующим повторным перфорированием зон, содержащих углеводороды. И снова, это потребовало бы удаления существующего завершения.Another common mechanical option would be to cement the casing over existing openings to block fluid movement between all openings and the wellbore, followed by re-perforating the hydrocarbon containing zones. And again, this would require the removal of the existing termination.
Любой из этих механических вариантов был бы дорогим и занимающим много времени, потому что в каждом случае сначала потребовалось бы удалить существующее завершение, чтобы можно было локально использовать требуемое оборудование.Any of these mechanical options would be expensive and time consuming, because in each case it would first be necessary to remove the existing termination so that the required equipment could be used locally.
В европейской заявке на патент с публикацией № ЕР 1369401 раскрыта уплотнительная композиция, предназначенная для использования в стволе скважины, причем эта композиция содержит воду, цементирующий материал и растворимый в воде сшиваемый материал типа мономера 2гидроксиэтилакрилата или сополимера акрилата акриламида и т-бутилакрилата. Такая уплотнительная композиция может противостоять намного более высокому перепаду давлений (максимальное давление обратного притока), чем обычный цемент. Такая композиция может быть введена через существующее завершение в ствол скважины. При приложении давления выдавливания сшиваемый материал проникает с водой на некоторое расстояние в формацию, окружающую ствол скважины, где происходит его сшиваEuropean patent application publication publication EP 1369401 discloses a sealing composition for use in a wellbore, the composition comprising water, a cementitious material and a water-soluble crosslinkable material such as 2-hydroxyethyl acrylate monomer or acrylamide-t-butyl acrylate copolymer. Such a sealing composition can withstand a much higher pressure drop (maximum back pressure) than conventional cement. Such a composition may be introduced through an existing completion into the wellbore. When the extrusion pressure is applied, the stitched material penetrates with water at a certain distance into the formation surrounding the wellbore, where it is stitched
- 1 008963 ние. Цемент остается на поверхности раздела со стволом скважины и там затвердевает. Известную уплотнительную композицию относительно трудно приготовить и обрабатывать, и она требует специальной экспертизы при использовании. Цемент может, например, затвердеть в насосно-компрессорной трубе или в стволе скважины под влиянием текучих сред ствола скважины или местных горячих пятен в скважине, и удаление затвердевшего цемента из гибкой насосно-компрессорной трубы или эксплуатационной насосно-компрессорной колонны является очень дорогостоящим. Кроме того, после нагнетания цемента излишки цемента должны быть выкачаны вместе с вязкой соленой водой. В результате все завершение скважины будет подвергнуто воздействию этой смеси цемента и соленой воды, которая потенциально загрязняет жизненно важные части скважины, такие как газовые клапаны и боковые газлифтные мандрели.- 1 008963. Cement remains at the interface with the wellbore and hardens there. The known sealing composition is relatively difficult to prepare and process, and it requires special expertise in use. Cement can, for example, harden in a tubing or in a wellbore under the influence of fluids in a wellbore or local hot spots in a well, and removing hardened cement from a flexible tubing or production tubing is very expensive. In addition, after cement is injected, excess cement must be pumped out along with viscous salt water. As a result, the entire completion of the well will be exposed to this mixture of cement and salt water, which potentially contaminates vital parts of the well, such as gas valves and side gas lift mandrels.
В описании патента США 3525398 описан способ герметизации трещин в проницаемой формации, в котором тиксотропную жидкую суспензию из частиц деформируемой твердой смолы вводят в трещину и в котором используют деформацию частиц под давлением для формирования, по существу, непроницаемого барьера в трещине. Другой физический процесс герметизации трещин известен из описания американского патента 3302719, в котором твердые частицы полимера/воска/смолы вводят для формирования временной пробки во время образования трещин, которая затем может быть растворена углеводородами формации. Еще один физический процесс обеспечения гидравлического уплотнения под землей известен из публикации заявки № \¥О 01/74967 на международный патент, в которой образующий гель полимер вводят в зону потери циркуляции, где он разбухает.US Pat. No. 3,525,398 describes a method for sealing cracks in a permeable formation in which a thixotropic liquid suspension of deformable solid resin particles is introduced into the crack and in which deformation of the particles under pressure is used to form a substantially impermeable barrier in the crack. Another physical process for sealing cracks is known from US Pat. No. 3,327,719, in which solid polymer / wax / resin particles are introduced to form a temporary plug during cracking, which can then be dissolved by the formation hydrocarbons. Another physical process for providing hydraulic compaction under the ground is known from the publication of application No. \ ¥ O 01/74967 for an international patent, in which the gel-forming polymer is introduced into the circulation loss zone, where it swells.
Задача настоящего изобретение состоит в получении улучшенного способа подавления движения текучей среды между стволом скважины и окружающей подземной формацией.An object of the present invention is to provide an improved method for suppressing the movement of a fluid between a wellbore and the surrounding subterranean formation.
Еще одна задача состоит в том, чтобы получить специальный хороший скважинный флюид, пригодный для использования в этом улучшенном способе.Another objective is to obtain a special good downhole fluid suitable for use in this improved method.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
С этой целью предложен способ подавления движения текучей среды в ствол скважины в подземной формации или из него, включающий использование скважинного флюида, содержащего твердые частицы в жидкости-носителе, причем эти твердые частицы включают химически активный полимер;To this end, a method for suppressing the movement of a fluid into or from a wellbore in a subterranean formation, comprising using a wellbore fluid containing solid particles in a carrier fluid, the solid particles comprising a reactive polymer;
подачу скважинного флюида в ствол скважины так, чтобы жидкость-носитель проникла через поверхность раздела между стволом скважины и окружающей его областью, в котором частицы накапливаются на поверхности раздела; и формирование из полимера твердой пробки, подавляющей движение текучей среды через поверхность раздела.supplying the wellbore fluid to the wellbore so that the carrier fluid penetrates through the interface between the wellbore and the surrounding area in which particles accumulate on the interface; and the formation of a polymer solid plug that inhibits the movement of fluid through the interface.
Также предложен скважинный флюид, предназначенный для использования в стволе скважины, причем этот скважинный флюид содержит твердые частицы в жидкости-носителе, и эти твердые частицы включают химически активный полимер. Изобретение, кроме того, относится к использованию этого скважинного флюида в стволе скважины, в частности, для подавления движения текучей среды на поверхности раздела.Also provided is a wellbore fluid for use in a wellbore, wherein the wellbore fluid contains solid particles in a carrier fluid, and these solid particles include a reactive polymer. The invention also relates to the use of this borehole fluid in a wellbore, in particular for suppressing the movement of a fluid at an interface.
Настоящее изобретение основано на понимании заявителем того, что твердые полимерные частицы в жидкости-носителе формируют, в частности, легко обрабатываемую уплотнительную композицию, предназначенную для использования в стволе скважины. Стандартный блок смесителя гравийного пакера достаточен для подготовки скважинного флюида. При этом не требуется использовать какие-либо специальные мешалки для цементного раствора и насосы, как при подготовке сложных многокомпонентных цементных смесей. Отсутствуют какие-либо пыльные компоненты, и поэтому изобретение обеспечивает намного более безопасную систему для компании - оператора.The present invention is based on the applicant's understanding that solid polymer particles in a carrier fluid form, in particular, an easily processable sealant composition for use in a wellbore. The gravel packer mixer standard unit is sufficient to prepare the wellbore fluid. It is not required to use any special mixers for cement mortar and pumps, as in the preparation of complex multicomponent cement mixtures. There are no dusty components, and therefore the invention provides a much safer system for the operator.
Термин полимерная пробка включает слои полимера, которые формируются на поверхности раздела. Твердая пробка формируется в результате реакции химически активного полимера. Соответственно, полимерная пробка не может быть растворена текучими средами месторождения. Полимерные пробки, сформированные из химически активных полимеров, позволяют обрабатывать намного более высокие перепады давления, чем обычные уплотнительные системы, например 21 МПа и больше. В зависимости от механических свойств полимера перепады могут достигать 50 МПа или больше, благодаря неограниченной прочности на сжатие полимера. В качестве жидкости-носителя можно использовать, например, соленую воду или углеводородную жидкость, такую как дизельное топливо.The term polymer plug includes polymer layers that form at the interface. A solid plug is formed by the reaction of a reactive polymer. Accordingly, the polymer plug cannot be dissolved by the fluids of the field. Polymer plugs formed from reactive polymers can handle much higher pressure drops than conventional sealing systems, such as 21 MPa or more. Differentials can reach 50 MPa or more, depending on the mechanical properties of the polymer, due to the unlimited compressive strength of the polymer. As the carrier fluid, for example, salt water or a hydrocarbon liquid such as diesel fuel can be used.
Частицы являются твердыми и, соответственно, не липкими на поверхности. Химический продукт и физические параметры могут быть специально подобраны для конкретного варианта применения. Предпочтительно частицы содержат по меньшей мере 50 мас.% полимера или полимерной композиции, более предпочтительно по меньшей мере 90 мас.%, наиболее предпочтительно они состоят только из полимера или полимерной композиции.Particles are solid and therefore not sticky on the surface. The chemical product and physical parameters can be tailored for a particular application. Preferably, the particles contain at least 50 wt.% Of the polymer or polymer composition, more preferably at least 90 wt.%, Most preferably they consist only of the polymer or polymer composition.
Жидкость-носитель выдавливается в формацию, в результате чего твердые частицы накапливаются на поверхности раздела. С этой целью размер частиц, предпочтительно, выбирают таким, чтобы они достигали поверхности раздела, но незначительно попадали в формацию, соответственно, меньше чем на 10 см, предпочтительно меньше чем на 2 см, обычно приблизительно на 1 см или меньше. Когда поверхThe carrier fluid is extruded into the formation, as a result of which solid particles accumulate on the interface. For this purpose, the particle size is preferably chosen so that they reach the interface, but slightly fall into the formation, respectively, less than 10 cm, preferably less than 2 cm, usually about 1 cm or less. When on top
- 2 008963 ность раздела формируется перфорационными отверстиями ствола скважины в формацию, частицы имеют, соответственно, самый малый линейный размер, в диапазоне от 1 мм до 2 см. Когда поверхность раздела формируется трещиной, самый малый линейный размер, соответственно, составляет от 500 мкм до 2 см. Для ремонта неоднородностей цемента вбирают, соответственно, более мелкие частицы, в диапазоне 1-200 мкм. Форму частиц также можно соответственно выбирать, например, обычно сферическую, цилиндрическую или кубическую, а также неправильную форму.- The section is formed by perforations of the wellbore into the formation, the particles have, respectively, the smallest linear size, in the range from 1 mm to 2 cm. When the interface is formed by a crack, the smallest linear size, respectively, is from 500 μm to 2 cm. For repair of cement inhomogeneities, smaller particles, respectively, are taken in the range of 1-200 μm. The shape of the particles can also be suitably selected, for example, usually spherical, cylindrical or cubic, as well as an irregular shape.
Частицы накапливаются на поверхности раздела, и в отличие от растворимого в воде сшиваемого материала предшествующего уровня техники уплотнительные композиции не проникают в формацию, поэтому после исправления непосредственно на поверхности раздела формируется твердый слой или пробки. Такой твердый слой на поверхности раздела имеет преимущество, состоящее в том, что движение текучей среды может прямо и выборочно быть восстановлено снова, если необходимо, используя стандартные технологии перфорирования. В противном случае, т.е. если бы уплотнение было сформировано на некотором расстоянии в формации, повторное перфорирование стало бы проблемой. Другое преимущество твердого слоя на поверхности раздела состоит в том, что устраняется риск того, что добываемые углеводороды будут заперты на месте.Particles accumulate on the interface, and unlike the water-soluble crosslinkable material of the prior art, the sealing compositions do not penetrate the formation, therefore, after correction, a solid layer or plugs are formed directly on the interface. Such a solid layer on the interface has the advantage that the movement of the fluid can be directly and selectively restored again, if necessary, using standard perforation techniques. Otherwise, i.e. if the seal were formed at some distance in the formation, re-perforation would be a problem. Another advantage of the solid layer at the interface is that the risk that the produced hydrocarbons will be locked in place is eliminated.
В качестве частиц химически активного полимера можно использовать известные отверждающиеся полимеры или полимерную композицию, например композицию фенольной смолы, композицию полиэфирной смолы, композицию эпоксидной смолы или композицию полиуретана.As reactive polymer particles, known curable polymers or a polymer composition can be used, for example, a phenolic resin composition, a polyester resin composition, an epoxy resin composition or a polyurethane composition.
Соответственно, отверждающаяся композиция содержит по меньшей мере два разных состава, например химически активную полимерную цепь и сшивающий агент или отвердитель, причем эти составы взаимодействуют между собой, образуя частые поперечные связи для формирования (сшитой) полимерной сетки. Каждая химически активная полимерная частица, соответственно, содержит оба состава.Accordingly, the curable composition contains at least two different compositions, for example a chemically active polymer chain and a crosslinking agent or hardener, these compositions interacting with each other, forming frequent cross-links to form a (crosslinked) polymer network. Each chemically active polymer particle, respectively, contains both compounds.
Температура на поверхности раздела обычно более высокая, чем температура на поверхности земли. Типичная температура нефтеносных слоев месторождения составляет от 110 до 180°С, например 150°С. Реакция химически активного полимера может начаться просто в результате воздействия такой температуры на поверхности раздела в течение достаточно длительного периода времени, например 1-24The temperature at the interface is usually higher than the temperature at the surface of the earth. A typical temperature of the oil-bearing layers of the field is from 110 to 180 ° C, for example 150 ° C. The reaction of a reactive polymer can begin simply as a result of exposure to such a temperature at the interface for a sufficiently long period of time, for example 1-24
ч. Образование поперечных связей происходит, соответственно, как внутри частиц, так и между частицами, в результате чего формируется макроскопическая уплотнительная структура.h. The formation of cross-links occurs, respectively, both inside the particles and between the particles, as a result of which a macroscopic sealing structure is formed.
В зависимости от скорости реакции конкретного химически активного полимера при повышенной температуре может потребоваться подавать в ствол скважины охлаждающую текучую среду до введения химически активных полимерных частиц, например, чтобы понизить температуру в стволе скважины около поверхности раздела, которая будет герметизирована, на 20-50К. Таким образом предотвращается преждевременная реакция полимерных частиц во время их движения вниз по стволу скважины к поверхности раздела.Depending on the reaction rate of a particular reactive polymer at an elevated temperature, it may be necessary to supply a cooling fluid to the wellbore prior to introducing reactive polymer particles, for example, to lower the temperature in the wellbore near the interface to be sealed by 20-50K. This prevents the premature reaction of polymer particles during their movement down the wellbore to the interface.
В другом варианте использования химически активных полимеров предусматривается такой их выбор, что дополнительный нагрев выше температуры формации на поверхности раздела необходим для протекания реакции. В этом случае для проведения реакции в стволе скважины можно использовать соответствующий нагреватель, такой как электрический нагреватель на кабеле. Также можно использовать предварительную промывку поверхности раздела нагревающей жидкостью, такой как горячая соленая вода, для локального и временного нагрева формации.In another embodiment of the use of chemically active polymers, their choice is such that additional heating above the formation temperature at the interface is necessary for the reaction to proceed. In this case, an appropriate heater, such as an electric cable heater, can be used to conduct the reaction in the wellbore. You can also use pre-flushing the interface with a heating fluid, such as hot salt water, to locally and temporarily heat the formation.
Значения относительной плотности полимерных частицы и жидкости-носителя можно выбрать такими, чтобы плотность частиц была равной или выше, или ниже чем плотность жидкости-носителя. Значения плотности при температуре окружающей среды могут, соответственно, составлять 500 кг/м3 или выше, но не должны превышать 1500 кг/м3. При одинаковой плотности частицы будут плавать в жидкости, что позволяет получить относительно устойчивую суспензию, с помощью которой можно легко обрабатывать поверхности. При более высокой плотности частиц избыточные частицы, которые не были накоплены на поверхности раздела, будут автоматически оседать на дно ствола скважины. С другой стороны, когда частицы легче, чем жидкость, избыточные частицы будут предпочтительно всплывать на поверхность, где они могут быть удалены.The relative densities of the polymer particles and the carrier fluid can be selected such that the particle density is equal to or higher or lower than the density of the carrier fluid. Density values at ambient temperature may accordingly be 500 kg / m 3 or higher, but should not exceed 1,500 kg / m 3 . At the same density, the particles will float in the liquid, which makes it possible to obtain a relatively stable suspension, with which it is possible to easily treat surfaces. At a higher particle density, excess particles that were not accumulated at the interface will automatically settle to the bottom of the wellbore. On the other hand, when particles are lighter than liquid, excess particles will preferably float to the surface where they can be removed.
Изобретение также относится к скважинному флюиду, предназначенному для использования в стволе скважины, причем данный скважинный флюид содержит твердые частицы в жидкости-носителе, и твердые частицы включают химически активный полимер. Такой скважинный флюид (обрабатывающий флюид) позволяет эффективно и надежно изолировать отверстия и трещины, и другие проницаемые для жидкости поверхности раздела между стволом скважины и формацией. Предпочтительно химически активный полимер скважинного флюида содержит композицию эпоксидной смолы, содержащую эпоксидную смолу, отверждающий агент и, в случае необходимости, ускоритель, катализатор и/или материал наполнителя.The invention also relates to a wellbore fluid for use in a wellbore, wherein the wellbore fluid contains solids in a carrier fluid, and solids include a reactive polymer. Such a borehole fluid (processing fluid) can effectively and reliably isolate holes and cracks, and other liquid-permeable interfaces between the wellbore and the formation. Preferably, the reactive wellbore fluid polymer comprises an epoxy resin composition comprising an epoxy resin, a curing agent and, if necessary, an accelerator, catalyst and / or filler material.
- 3 008963- 3 008963
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Вариант выполнения изобретения будет более подробно описан ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых на фиг. 1-4 показаны несколько этапов выполнения варианта применения способа настоящего изобретения в стволе скважины, продолжающемся в слоистую формацию месторождения; и на фиг. 5 схематично показан испытательный стенд для проверки настоящего изобретения.An embodiment of the invention will be described in more detail below with reference to the accompanying drawings, in which in FIG. 1-4 show several stages of an embodiment of the application of the method of the present invention in a wellbore extending into a layered formation of a field; and in FIG. 5 schematically shows a test bench for testing the present invention.
При этом на разных чертежах используются одинаковые ссылочные позиции, где они обозначают одни и те же или подобные объекты.At the same time, the same reference numbers are used in different drawings, where they denote the same or similar objects.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Рассмотрим фиг. 1. На этой фигуре показана нижняя часть ствола 1 скважины, продолжающегося от поверхности (не показана) в подземную формацию 4. Подземная формация в этом примере слоистая. Слои 6 и 7 содержат углеводороды - нефть, и слой 8 представляет собой водоносный слой. Слои 6, 7, 8 отделены границами или непроницаемыми слоями 10, 11. Ствол 1 скважины снабжен обсадной трубой 14, сформированной из металлической обсадной колонны, при этом кольцо 15 между стенками обсадной колонны и ствола 1 скважины заполнено цементом. Завершение скважины обозначено трубой 16, продолжающейся до поверхности, и пакером 18.Consider FIG. 1. This figure shows the lower part of the wellbore 1 extending from the surface (not shown) into the underground formation 4. The underground formation in this example is layered. Layers 6 and 7 contain hydrocarbons - oil, and layer 8 is an aquifer. The layers 6, 7, 8 are separated by boundaries or impermeable layers 10, 11. The wellbore 1 is provided with a casing 14 formed of a metal casing, the ring 15 between the walls of the casing and the wellbore 1 is filled with cement. Well completion is indicated by a pipe 16 extending to the surface and a packer 18.
Текучая среда поступает в ствол 1 скважины из слоев 6, 7, 8 через перфорацию 20, 21, 22, как обозначено стрелками, и ее подают на поверхность через насосно-компрессорную трубу 16. Эта текучая среда содержит нефть 23 и значительное количество воды 24, полученной из слоя 8. При этом предпочтительно герметически заделать прилив воды из водоносного слоя 8, в частности через отверстия 21, которые формируют поверхность раздела между стволом скважины и водоносным слоем.The fluid enters the wellbore 1 from the layers 6, 7, 8 through a perforation 20, 21, 22, as indicated by arrows, and is supplied to the surface through the tubing 16. This fluid contains oil 23 and a significant amount of water 24, obtained from layer 8. In this case, it is preferable to hermetically seal the influx of water from the aquifer 8, in particular through holes 21 that form the interface between the wellbore and the aquifer.
Как показано на фиг. 2, с этой целью первую гибкую насосно-компрессорную трубу 25 опускают через насосно-компрессорную трубу 16, и охлаждающую текучую среду жидкость 27 подают через гибкую насосно-компрессорную трубу 25 в ствол 1 скважины, из которого она протекает на некоторое расстояние в слои 6, 7, 8 формации. Охлаждающая текучая среда может представлять собой 2 мас.% раствор КС1 в воде. Объем и скорость нагнетания могут быть определены на основе моделирования температуры. Обычно подают 200-2000 баррелей (31,8-318 м3) охлаждающей текучей среды со скоростью 1-5 баррелей/мин (0,159-0,795 м3/мин) для остужения поверхности раздела на 20-50К.As shown in FIG. 2, for this purpose, the first flexible tubing 25 is lowered through the tubing 16, and the cooling fluid fluid 27 is supplied through the flexible tubing 25 to the wellbore 1, from which it flows for some distance into the layers 6, 7, 8 formations. The cooling fluid may be a 2 wt.% Solution of KC1 in water. The volume and rate of injection can be determined based on temperature simulation. Typically, 200-2000 barrels (31.8-318 m 3 ) of cooling fluid are supplied at a speed of 1-5 barrels / min (0.159-0.795 m 3 / min) to cool the interface by 20-50K.
Как показано на фиг. 3, немедленно после прекращения закачки охлаждающей текучей среды в ствол скважины закачивают специальный скважинный флюид 28 через гибкую насосно-компрессорную трубу. В соответствии с изобретением скважинный флюид содержит суспензию из твердых химически активных полимерных частиц 29 в жидкости-носителе. Концентрация частиц может составлять от 1 до 50 мас.% всего скважинного флюида, и размер частиц может составлять от 0,1 мм до 5 см. Для сферических частиц размер частиц представлен средневзвешенным значением диаметра разных частиц. Для частиц с другим профилем могут быть определены максимальные значения протяженности частиц в различных линейных направлениях, и наименьшее значение линейного размера может быть определено как самое малое значение такой максимальной протяженности, и общий размер частиц представляет собой при этом средневзвешенное значение наименьшего линейного размера разных частиц.As shown in FIG. 3, immediately after the cessation of the cooling fluid injection, a special well fluid 28 is pumped into the wellbore through a flexible tubing. In accordance with the invention, the wellbore fluid comprises a suspension of solid reactive polymer particles 29 in a carrier fluid. The particle concentration can be from 1 to 50% by weight of the total well fluid, and the particle size can be from 0.1 mm to 5 cm. For spherical particles, the particle size is represented by the weighted average of the diameter of the different particles. For particles with a different profile, the maximum values of the particle lengths in different linear directions can be determined, and the smallest value of the linear size can be defined as the smallest value of this maximum length, and the total particle size is the weighted average of the smallest linear size of different particles.
Соответствующий химически активный полимер (композиция) включает эпоксидную смолу и сшивающий агент, причем оба эти компонента содержатся в одних и тех же частицах.The corresponding reactive polymer (composition) includes an epoxy resin and a crosslinking agent, both of which are contained in the same particles.
По меньшей мере часть жидкости-носителя, которая также может представлять собой 2 мас.% раствор КС1 в воде, протекает в слои 6, 7, 8 формации через перфорацию 20, 21, 22. Благодаря их размеру химически активные полимерные частицы не будут проникать в слои формации, а будут накапливаться на поверхности раздела между стволом скважины и слоями формации в туннелях перфорации. Это явление можно отметить на поверхности земли по повышению давления в результате снижения приемистости. Закачку, соответственно, продолжают, пока не будет достигнуто максимальное давление на поверхности. Давление (так называемый перепад давления) поддерживают в течение определенного периода времени, например 2-16 ч. В течение этого периода температура на поверхности раздела снова повышается, приближаясь к нормальной температуре формации. Химически активную полимерную композицию выбирают такой, что при таком повышении температуры происходит реакция. Соответственно, скоростью реакции при температуре на поверхности земли, а также при температурах во время движения частиц вниз по стволу скважины при закачке можно пренебречь. Некоторое размягчение твердых частиц может произойти при повышенных температурах перед началом реакции отверждения, в результате которой формируется твердая пробка. Предпочтительно температура стеклования полимера после реакции выше температуры окружающей среды на герметичной поверхности раздела. Отвержденный полимер, по существу, не деформируется.At least part of the carrier fluid, which can also be a 2 wt.% KC1 solution in water, flows into the layers 6, 7, 8 of the formation through perforations 20, 21, 22. Due to their size, the reactive polymer particles will not penetrate into formation layers, and will accumulate on the interface between the wellbore and the formation layers in the perforation tunnels. This phenomenon can be noted on the surface of the earth by increasing pressure as a result of a decrease in throttle response. The injection, respectively, is continued until the maximum surface pressure is reached. Pressure (the so-called differential pressure) is maintained for a certain period of time, for example 2-16 hours. During this period, the temperature at the interface rises again, approaching the normal temperature of the formation. The chemically active polymer composition is chosen such that a reaction occurs at such an increase in temperature. Accordingly, the reaction rate at a temperature on the surface of the earth, as well as at temperatures during the movement of particles down the wellbore during injection, can be neglected. Some softening of the solid particles can occur at elevated temperatures before the start of the curing reaction, which forms a solid plug. Preferably, the glass transition temperature of the polymer after the reaction is higher than the ambient temperature at the sealed interface. The cured polymer is not substantially deformed.
При температуре формации образуются поперечные связи в пределах частиц и между соседними частицами, в результате чего на поверхности раздела формируется пробка или уплотнительный слой 31 из полимера. Предпочтительно частицы выбирают такими, чтобы они размягчались при повышенной температуре с тем, чтобы они вошли в плотный контакт друг с другом для обеспечения хорошего соединения между частицами. Также возможно использовать полимер, расширяющийся после отверждения для улучшения изоляции. Расширившийся полимер все еще считается твердым полимером.At the temperature of the formation, cross-links are formed within the particles and between adjacent particles, as a result of which a plug or a sealing layer 31 of polymer is formed on the interface. Preferably, the particles are selected so that they soften at an elevated temperature so that they come into close contact with each other to ensure good bonding between the particles. It is also possible to use a polymer that expands after curing to improve insulation. The expanded polymer is still considered a solid polymer.
- 4 008963- 4 008963
После отверждения химически активного полимера перфорация 20, 21, 22 герметизируется, предотвращая движение текучей среды между стволом скважины и слоями 6, 7, 8. Гибкую насоснокомпрессорную трубу убирают, и нефтеносные слои 6, 7 можно выборочно повторно перфорировать через насосно-компрессорную трубу 16, используя технологии, известные в области техники.After the reactive polymer has cured, the perforation 20, 21, 22 is sealed, preventing the movement of fluid between the wellbore and the layers 6, 7, 8. The flexible tubing is removed and the oil layers 6, 7 can be selectively re-punched through the tubing 16, using technologies known in the art.
Результат показан на фиг. 4. Нефть 23 получают из слоев 6, 7 через новую перфорацию 35, 36, и поступление воды из слоя 8 подавляется уплотнительным слоем 31 на поверхности раздела.The result is shown in FIG. 4. Oil 23 is obtained from layers 6, 7 through a new perforation 35, 36, and the flow of water from layer 8 is suppressed by the sealing layer 31 at the interface.
Следует понимать, что этап охлаждения не является необходимым, если закачка частиц в ствол скважины и накопление на поверхности раздела происходит намного быстрее, чем реакция.It should be understood that the cooling step is not necessary if the injection of particles into the wellbore and accumulation at the interface occurs much faster than the reaction.
В предпочтительном варианте выполнения химически активный полимер представляет собой композицию эпоксидной смолы. Композиция эпоксидной смолы обычно содержит эпоксидную смолу, сшивающий агент или отвердитель и, в случае необходимости, ускоритель, катализатор и/или материалнаполнитель. Для каждого компонента такой композиции множество соответствующих материалов известны в области техники.In a preferred embodiment, the reactive polymer is an epoxy resin composition. The epoxy resin composition typically contains an epoxy resin, a crosslinking agent or a hardener and, if necessary, an accelerator, catalyst and / or filler material. For each component of such a composition, a plurality of suitable materials are known in the art.
Эпоксидная смола представляет собой молекулу, содержащую больше чем одну эпоксидную группу. Различают две основные категории эпоксидных смол: глицидиловый эпоксид и неглицидиловые эпоксидные смолы. Глицидиловые эпоксиды могут быть дополнительно классифицированы как глицидиловый эфир, сложный глицидиловый эфир и глицидиламин. Неглицидиловые эпоксиды представляют собой алифатические или циклоалифатические эпоксидные смолы. Глицидиловые эпоксиды могут быть приготовлены с помощью реакции конденсации соответствующего дигидроксисоединения, двухосновной кислоты или диамина и эпихлоргидрина. Неглицидиловые эпоксиды можно получить путем перекисного окисления олефиновой двойной связи.An epoxy resin is a molecule containing more than one epoxy group. There are two main categories of epoxies: glycidyl epoxide and non-glycidyl epoxies. Glycidyl epoxides can be further classified as glycidyl ether, glycidyl ester and glycidylamine. Non-glycidyl epoxides are aliphatic or cycloaliphatic epoxies. Glycidyl epoxides can be prepared using the condensation reaction of the corresponding dihydroxy compound, dibasic acid or diamine and epichlorohydrin. Non-glycidyl epoxides can be obtained by peroxidation of an olefinic double bond.
Соответствующие и обычные эпоксиды на основе глицидилового эфира представляют собой либо эпоксидные смолы на основе диглицидилового эфира бисфенола-А (ДГЭБА, ΌΟΕΒΑ) или эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы. Диглицидиловый эфир бисфенола-А (ДГЭБА) можно синтезировать в результате взаимодействия бисфенола-А с эпихлоргидрином в присутствии основного катализатора. Свойства смол ДГЭБА зависят от количества повторяющихся элементарных звеньев, формирующих цепь смолы, также известного как степень полимеризации. Как правило, это количество составляет от 0 до 25 для многих товарных продуктов.Suitable and common glycidyl ether epoxides are either bisphenol-A diglycidyl ether (DHEBA, ΌΟΕΒΑ) diglycidyl ether epoxies or novolac phenol-formaldehyde resin epoxies. Bisphenol-A diglycidyl ether (DHEBA) can be synthesized by reacting bisphenol-A with epichlorohydrin in the presence of a basic catalyst. The properties of DHEBA resins depend on the number of repeating elementary units forming the resin chain, also known as the degree of polymerization. Typically, this amount is from 0 to 25 for many commercial products.
Другие соответствующие эпоксидные смолы представляют собой эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы, которые являются глицидиловыми эфирами новолачных фенолоформальдегидных смол. Фенолы взаимодействуют с избытком с формальдегидом в присутствии кислотного катализатора для получения новолачной фенолоформальдегидной смолы. Эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы можно синтезировать в результате взаимодействия новолачной фенолоформальдегидной смолы с эпихлоргидрином в присутствии гидроокиси натрия в качестве катализатора. Эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы обычно содержат множество эпоксидных групп. Количество эпоксидных групп в молекуле зависит от количества фенольных гидроксильных групп в исходной новолачной фенолоформальдегидной смоле, степени их взаимодействия и количества низкомолекулярных радикалов, полимеризировавшихся в ходе синтеза. Множество эпоксидных групп обеспечивают высокую плотность поперечных связей у этих смол, что позволяет получить превосходную устойчивость к воздействию температур, химическим реагентам и растворителей.Other suitable epoxies are novolac phenol-formaldehyde resins, which are glycidyl ethers of novolac phenol-formaldehyde resins. Phenols interact with excess with formaldehyde in the presence of an acid catalyst to produce novolac phenol formaldehyde resin. Epoxy resins based on novolac phenol formaldehyde resin can be synthesized by reacting novolac phenol formaldehyde resin with epichlorohydrin in the presence of sodium hydroxide as a catalyst. Novolac phenol-formaldehyde resin-based epoxies typically contain many epoxy groups. The number of epoxy groups in the molecule depends on the number of phenolic hydroxyl groups in the initial novolac phenol-formaldehyde resin, the degree of their interaction, and the number of low molecular weight radicals polymerized during the synthesis. Many epoxy groups provide a high crosslink density for these resins, resulting in excellent resistance to temperatures, chemicals and solvents.
Эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы, помимо прочего, обладают исключительными характеристиками при повышенной температуре, отличной формуемостью и механическими свойствами.Epoxy resins based on novolac phenol-formaldehyde resin, among other things, have exceptional characteristics at elevated temperatures, excellent formability and mechanical properties.
Также можно использовать другую соответствующую эпоксидную смолу, такую как эпоксидная смола на основе ортокрезола вместо бисфенола-А.You can also use another suitable epoxy resin, such as orthocresol-based epoxy instead of bisphenol-A.
Процесс отверждения представляет собой химическую реакцию, в ходе которой эпоксидные группы в эпоксидной смоле взаимодействуют с отверждающим агентом (отвердителем) для формирования в высокой степени сшитой трехмерной сетки. Для преобразования эпоксидных смол в твердый материал необходимо отверждать смолу с помощью отвердителя. Эпоксидные смолы могут быть разработаны с возможностью быстрого и простого отверждения фактически при любой температуре от 5 до 160°С в зависимости от выбора отверждающего агента. Соответственно, композиция выполнена с возможностью отверждения при температурах, преобладающих в месте, в котором требуется обеспечить изоляцию, в частности выше 50°С, предпочтительно от 80 до 150°С.The curing process is a chemical reaction in which the epoxy groups in the epoxy resin interact with a curing agent (curing agent) to form a highly crosslinked three-dimensional network. To convert epoxy resins to solid material, the resin must be cured with a hardener. Epoxy resins can be designed to quickly and easily cure at virtually any temperature from 5 to 160 ° C, depending on the choice of curing agent. Accordingly, the composition is configured to cure at temperatures prevailing at the place where it is desired to provide insulation, in particular above 50 ° C, preferably from 80 to 150 ° C.
Широкое разнообразие отверждающих агентов для эпоксидных смол известно в области техники. Обычные отверждающие агенты для эпоксидов включают амины, полиамиды, фенолоальдегидные смолы, ангидриды, изоцианаты и полимеркаптаны. Кинетика отверждения и Тд отверждаемой системы зависят от молекулярного строения отвердителя. Выбор смолы и отвердителей зависит от варианта применения и требуемых свойств. Стехиометрия системы эпоксидного отвердителя также воздействует на свойства отверждаемого материала.A wide variety of curing agents for epoxy resins is known in the art. Typical curing agents for epoxides include amines, polyamides, phenol aldehyde resins, anhydrides, isocyanates and polymer mercaptans. The cure kinetics and TD of the cured system depend on the molecular structure of the hardener. The choice of resin and hardener depends on the application and the required properties. The stoichiometry of the epoxy hardener system also affects the properties of the cured material.
Для отверждения эпоксидной смолы обычно используют амины. Первичные и вторичные амины являются химически активными при реакции с эпоксидной смолой. Третичные амины, как правило, исAmines are commonly used to cure epoxy. Primary and secondary amines are chemically active in reaction with an epoxy resin. Tertiary amines are typically used
- 5 008963 пользуют в качестве катализаторов, обычно известных как ускорители реакции отверждения. При использовании избыточного количества катализатора достигается более быстрое отверждение, но обычно за счет сокращения срока службы и термической устойчивости. Каталитическое действие катализаторов влияет на физические параметры конечного отвержденного полимера.- 5 008963 used as catalysts, commonly known as curing accelerators. By using excess catalyst, faster cure is achieved, but usually by shortening the service life and thermal stability. The catalytic effect of the catalysts affects the physical parameters of the final cured polymer.
Эпоксидные смолы можно также отверждать с использованием фенольного отвердителя. Для полного отверждения может быть предпочтительным использовать ускоритель.Epoxy resins can also be cured using a phenolic hardener. For full cure, it may be preferable to use an accelerator.
Соответствующие композиции эпоксидной смолы в соответствии с изобретением могут также быть основаны на жидкой эпоксидной смоле, которую можно смешивать с отверждающим агентом с неполной реакцией отверждения, в результате которой формируется твердый полимер с эпоксидной смолой для закачки в ствол скважины. Твердые частицы могут быть дополнительно отверждены с помощью дополнительной реакции с отверждающим агентом после экспозиции при соответствующей температуре на поверхности раздела. Жидкая эпоксидная смола может, например, быть эпоксидной смолой на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы с содержанием эпоксидных групп 5500-5700 ммоль/кг. Другой пример - смола средней вязкости на основе бисфенола-А/эпихлоргидрина с содержанием эпоксидных групп 5000-5500 ммоль/кг, такая как материал, известный как ΕΡΙΚΟΤΕ 828. Отверждающим агентом в обоих случаях может быть диэтилтолуолдиамин.Appropriate epoxy resin compositions according to the invention can also be based on a liquid epoxy resin that can be mixed with a curing agent with an incomplete curing reaction, which forms a solid polymer with an epoxy resin for injection into the wellbore. The solid particles can be further cured by an additional reaction with a curing agent after exposure at an appropriate temperature at the interface. The liquid epoxy resin may, for example, be an epoxy resin based on novolac phenol-formaldehyde resin with an epoxy content of 5500-5700 mmol / kg. Another example is an intermediate viscosity resin based on bisphenol-A / epichlorohydrin with an epoxy content of 5000-5500 mmol / kg, such as a material known as ΕΡΙΚΟΤΕ 828. In both cases, diethyltoluene diamine can be a curing agent.
Соответствующие композиции могут также быть основаны на порошке, покрывающем эпоксидные формулировки, таком как ΕΡΙΚΟΤΕ 1001 или 3003, или на высокотемпературном порошке, покрывающем формулировки. Материалы ΕΡΙΚΟΤΕ поставляет компания Ке8о1и1юи РегГогтапсе РтобисКSuitable compositions may also be based on an epoxy formulation powder, such as ΕΡΙΚΟΤΕ 1001 or 3003, or a high temperature formulation coating powder. Materials ляет are supplied by Ke8o1i1yui RegGogtaps RtobisK
Материал-наполнитель может быть добавлен к композиции эпоксидной смолы для снижения стоимости, ограничения сжатия после отверждения, ограничения свойства липкости твердых частиц и/или управления плотностью частиц. В качестве соответствующих наполнителей можно использовать углекислый кальций, кремнезем или стеклянные шарики.The filler material may be added to the epoxy resin composition to reduce cost, limit compression after curing, limit the stickiness of solid particles and / or control particle density. As appropriate fillers, you can use calcium carbonate, silica or glass balls.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретенияInformation confirming the possibility of carrying out the invention
Пример.Example.
Настоящее изобретение было проверено в так называемом закрытом испытании. Рассмотрим фиг. 5. Цилиндрический сердечник 50 из песчаника Вегеа с проницаемостью 500 миллидарси установили в стальном испытательном стенде 53, который можно помещать в печь (не показана). На одной стороне 55 сердечника 50 высверлили малое отверстие 60. Сердечник имел наружный диаметр и высоту по 5 см, и отверстие имело диаметр 0,8 см и глубину 1 см. Поверхность сердечника вне отверстия 60 и вне стороны 63 противоположной стороне 55 герметизировали для жидкости эпоксидной смолой 65. Приготовили суспензию из перемолотого высокотемпературного эпоксидного порошка, покрывающего порошок без наполнителя в 2%-ном растворе КС1 в воде с размером частиц меньше 1 мм при 20 мас.% твердого вещества. Суспензию вдавили в отверстие под давлением 0,5-1 бар. Композицию оставили для отверждения в течение 48 ч при 150°С для формирования твердой пробки в отверстии 60, а также в области 68 поверхности раздела между сердечником 50 и отверстием 60. После этого определили полученную проницаемость путем приложения 180 бар давления жидкости (соленая вода) при 150°С через отверстие 70 на стороне 63. Полученная проницаемость (обратная проницаемость) составила 0,02% первоначального значения проницаемости сердечника. В дополнительном эксперименте суспензию порошка вдавливали под давлением 25 бар в отверстие и отверждали и проверяли таким же образом. Хотя разрез обработанного сердечника показал, что при более высоком давлении пробка 70 продолжается глубже внутрь сердечника, чем при более низком давлении, значение обратной проницаемости было аналогичным первому эксперименту.The present invention has been tested in a so-called closed trial. Consider FIG. 5. A cylindrical core 50 of Wegea sandstone with a permeability of 500 millidarsi was installed in a steel test bench 53, which can be placed in a furnace (not shown). A small hole 60 was drilled on one side 55 of the core 50. The core had an outer diameter and a height of 5 cm, and the hole had a diameter of 0.8 cm and a depth of 1 cm. The core surface outside the hole 60 and outside side 63 of the opposite side 55 was sealed for epoxy fluid with resin 65. A suspension was prepared from milled high-temperature epoxy powder, coating the powder without filler in a 2% solution of KC1 in water with a particle size of less than 1 mm at 20 wt.% solid. The suspension was pressed into the hole under a pressure of 0.5-1 bar. The composition was left to cure for 48 hours at 150 ° C to form a solid plug in the hole 60, as well as in the area 68 of the interface between the core 50 and the hole 60. After that, the obtained permeability was determined by applying 180 bar of liquid pressure (salt water) at 150 ° C through hole 70 on side 63. The resulting permeability (reverse permeability) was 0.02% of the original core permeability value. In an additional experiment, a suspension of powder was pressed under a pressure of 25 bar into the hole and cured and checked in the same way. Although the cut of the treated core showed that, at a higher pressure, the plug 70 extends deeper into the core than at a lower pressure, the reverse permeability value was similar to the first experiment.
Claims (7)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP04100547 | 2004-02-12 | ||
| PCT/EP2005/050589 WO2005078235A1 (en) | 2004-02-12 | 2005-02-10 | Suppressing fluid communication to or from a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200601465A1 EA200601465A1 (en) | 2007-04-27 |
| EA008963B1 true EA008963B1 (en) | 2007-10-26 |
Family
ID=34854693
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200601465A EA008963B1 (en) | 2004-02-12 | 2005-02-10 | Method for suppressing fluid communication to or from a wellbore |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1721059A1 (en) |
| CN (1) | CN1918361A (en) |
| AU (1) | AU2005212638B2 (en) |
| CA (1) | CA2554237A1 (en) |
| EA (1) | EA008963B1 (en) |
| NO (1) | NO20064082L (en) |
| NZ (1) | NZ548688A (en) |
| WO (1) | WO2005078235A1 (en) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6951250B2 (en) | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
| US8703659B2 (en) | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
| US7267174B2 (en) | 2005-01-24 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging a permeable zone downhole using a sealant composition comprising a crosslinkable material and a reduced amount of cement |
| US7832490B2 (en) * | 2007-05-31 | 2010-11-16 | Baker Hughes Incorporated | Compositions containing shape-conforming materials and nanoparticles to enhance elastic modulus |
| BRPI0821119B8 (en) | 2007-12-14 | 2018-11-13 | 3M Innovative Properties Co | composition, method for preparing an article, method for preparing a composition, and method for contacting an underground formation with a fluid composition |
| CA2708220C (en) | 2007-12-14 | 2016-04-12 | 3M Innovative Properties Company | Methods of treating subterranean wells using changeable additives |
| DK178243B1 (en) * | 2008-03-06 | 2015-09-28 | Mærsk Olie Og Gas As | Fremgangsmåde til forsegling af en ringformet åbning i et borehul |
| DK178742B1 (en) | 2008-03-06 | 2016-12-19 | Maersk Olie & Gas | Method and apparatus for injecting one or more treatment fluids down into a borehole |
| DK178489B1 (en) | 2008-03-13 | 2016-04-18 | Maersk Olie & Gas | Tools and methods for sealing openings or leaks in a wellbore |
| BRPI0922039A2 (en) * | 2008-11-20 | 2015-12-22 | Brinker Technology Ltd | sealing method and equipment. |
| US10669471B2 (en) | 2009-08-10 | 2020-06-02 | Quidnet Energy Inc. | Hydraulic geofracture energy storage system with desalination |
| CN101705810B (en) | 2009-12-11 | 2012-09-05 | 安东石油技术（集团）有限公司 | Segmented current controlling method of current controlling filter pipe column of oil-gas well having perforated pipe |
| CN101705808B (en) * | 2009-12-11 | 2012-05-30 | 安东石油技术（集团）有限公司 | Sectional flow control method for flow control filter pipe column of oil-gas well with bushing outside channel |
| CN101701517B (en) * | 2009-12-11 | 2012-09-05 | 安东石油技术（集团）有限公司 | Method for facilitating pulling out of downhole filter pipe from oil and gas well structure |
| CN101705809B (en) * | 2009-12-11 | 2012-12-26 | 安东石油技术（集团）有限公司 | Segmented current controlling method of current controlling filter pipe column of oil-gas well having sand control pipe |
| CN101705802B (en) * | 2009-12-11 | 2013-05-15 | 安东石油技术（集团）有限公司 | Anti-crossflow packing particles for production sections of oil and gas wells |
| FR2968702B1 (en) * | 2010-12-14 | 2012-12-28 | Geotechnique Consulting | METHOD FOR DRILLING AND SHAPING A WELL |
| CA2861562C (en) | 2012-01-18 | 2019-09-24 | Maersk Olie Og Gas A/S | Sealing fluid for setting a packer |
| WO2013142179A2 (en) * | 2012-03-21 | 2013-09-26 | Saudi Arabian Oil Company | Inflatable collar and downhole method for moving a coiled tubing string |
| RU2504650C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of flooded oil deposit |
| US10093770B2 (en) | 2012-09-21 | 2018-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Supramolecular initiator for latent cationic epoxy polymerization |
| US9238957B2 (en) | 2013-07-01 | 2016-01-19 | Halliburton Energy Services | Downhole injection assembly having an annular orifice |
| CN108533241A (en) * | 2018-02-07 | 2018-09-14 | 中石油煤层气有限责任公司 | A kind of CBM Fracturing method |
| AU2019264551A1 (en) * | 2018-11-13 | 2020-05-28 | Quidnet Energy Inc. | Hydraulic geofracture energy storage system with desalination |
| US11091964B1 (en) | 2020-03-26 | 2021-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to manage tandem single string reactive LCM pill applications |
| US11434410B2 (en) | 2020-07-07 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of making and using a wellbore servicing fluid for controlling losses in permeable zones |
| CN111963099A (en) * | 2020-08-19 | 2020-11-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | Construction method of temporary plugging resin system for repairing natural gas well in ancient world |
| CN114086915A (en) * | 2021-11-02 | 2022-02-25 | 河北省地矿局第三水文工程地质大队 | Leakage stopping method for leakage of geothermal drilling weathering zone |
| US11542424B1 (en) | 2021-12-09 | 2023-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods for controlling fluid losses in permeable zones |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3302719A (en) * | 1965-01-25 | 1967-02-07 | Union Oil Co | Method for treating subterranean formations |
| US3525398A (en) * | 1968-11-19 | 1970-08-25 | Phillips Petroleum Co | Sealing a permeable stratum with resin |
| US5485882A (en) * | 1994-10-27 | 1996-01-23 | Exxon Production Research Company | Low-density ball sealer for use as a diverting agent in hostile environment wells |
| EP1130215A2 (en) * | 2000-03-02 | 2001-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimulating fluid production from unconsolidated formations |
| WO2001074967A1 (en) * | 2000-04-04 | 2001-10-11 | Heying Theodore L | Methods for reducing lost circulation in wellbores |
| US20020020529A1 (en) * | 1999-02-04 | 2002-02-21 | Griffith James E. | Sealing subterranean zones |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3808520A (en) | 1973-01-08 | 1974-04-30 | Chevron Res | Triple coil induction logging method for determining dip, anisotropy and true resistivity |
| US5656930A (en) | 1995-02-06 | 1997-08-12 | Halliburton Company | Method for determining the anisotropic properties of a subterranean formation consisting of a thinly laminated sand/shale sequence using an induction type logging tool |
| US5703773A (en) | 1996-02-08 | 1997-12-30 | Western Atlas International, Inc. | Real-time 2-dimensional inversion process and its application to induction resistivity well logging |
| US5781436A (en) | 1996-07-26 | 1998-07-14 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging |
| EP0840142B1 (en) | 1996-10-30 | 2004-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining dip angle, and horizontal and vertical conductivities |
| US6044325A (en) | 1998-03-17 | 2000-03-28 | Western Atlas International, Inc. | Conductivity anisotropy estimation method for inversion processing of measurements made by a transverse electromagnetic induction logging instrument |
-
2005
- 2005-02-10 NZ NZ548688A patent/NZ548688A/en unknown
- 2005-02-10 CN CNA2005800046555A patent/CN1918361A/en active Pending
- 2005-02-10 WO PCT/EP2005/050589 patent/WO2005078235A1/en active Application Filing
- 2005-02-10 EP EP05707992A patent/EP1721059A1/en not_active Withdrawn
- 2005-02-10 CA CA002554237A patent/CA2554237A1/en not_active Abandoned
- 2005-02-10 AU AU2005212638A patent/AU2005212638B2/en not_active Ceased
- 2005-02-10 EA EA200601465A patent/EA008963B1/en not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-09-11 NO NO20064082A patent/NO20064082L/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3302719A (en) * | 1965-01-25 | 1967-02-07 | Union Oil Co | Method for treating subterranean formations |
| US3525398A (en) * | 1968-11-19 | 1970-08-25 | Phillips Petroleum Co | Sealing a permeable stratum with resin |
| US5485882A (en) * | 1994-10-27 | 1996-01-23 | Exxon Production Research Company | Low-density ball sealer for use as a diverting agent in hostile environment wells |
| US20020020529A1 (en) * | 1999-02-04 | 2002-02-21 | Griffith James E. | Sealing subterranean zones |
| EP1130215A2 (en) * | 2000-03-02 | 2001-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimulating fluid production from unconsolidated formations |
| WO2001074967A1 (en) * | 2000-04-04 | 2001-10-11 | Heying Theodore L | Methods for reducing lost circulation in wellbores |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2554237A1 (en) | 2005-08-25 |
| AU2005212638A1 (en) | 2005-08-25 |
| WO2005078235A9 (en) | 2006-12-28 |
| NO20064082L (en) | 2006-11-10 |
| AU2005212638B2 (en) | 2007-11-29 |
| NZ548688A (en) | 2010-06-25 |
| CN1918361A (en) | 2007-02-21 |
| EA200601465A1 (en) | 2007-04-27 |
| EP1721059A1 (en) | 2006-11-15 |
| WO2005078235A1 (en) | 2005-08-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA008963B1 (en) | Method for suppressing fluid communication to or from a wellbore | |
| US4972906A (en) | Method for selective plugging of a zone in a well | |
| US4921047A (en) | Composition and method for sealing permeable subterranean formations | |
| US5377757A (en) | Low temperature epoxy system for through tubing squeeze in profile modification, remedial cementing, and casing repair | |
| CN1098404C (en) | Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment | |
| CA2920379C (en) | Epoxy resin formulations containing an impact modifier for use in subterranean wells | |
| EP3546543B1 (en) | Method for sealing an annular space in a wellbore | |
| US5404950A (en) | Low temperature underwater epoxy system for zone isolation, remedial cementing, and casing repair | |
| US3612181A (en) | Method for consolidating incompetent formations | |
| US11421144B2 (en) | Delayed release of resin curing agent | |
| US10005954B2 (en) | Plant extracted oil based polyepoxy resin composition for improved performance of natural sand placed in fracture | |
| US10907085B2 (en) | Swellable glass particles for reducing fluid flow in subterranean formations | |
| US20180223170A1 (en) | Permeability modification of subterranean formation for consolidation treatments | |
| US20180208825A1 (en) | Controllable sealant composition for conformance and consolidation applications | |
| WO2017164883A1 (en) | Remedial treatment of wells with voids behind casing | |
| Eoff et al. | New chemical systems and placement methods to stabilize and seal deepwater shallow-water flow zones | |
| US20230129038A1 (en) | In-situ swelling polymer for wellbore barrier | |
| CA2024664A1 (en) | Method for selective plugging of a zone in a well |
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): KZ RU |