EA019307B1 - Способ изготовления неводного геля и способ обработки толщи пород - Google Patents

Способ изготовления неводного геля и способ обработки толщи пород Download PDF

Info

Publication number
EA019307B1
EA019307B1 EA200971007A EA200971007A EA019307B1 EA 019307 B1 EA019307 B1 EA 019307B1 EA 200971007 A EA200971007 A EA 200971007A EA 200971007 A EA200971007 A EA 200971007A EA 019307 B1 EA019307 B1 EA 019307B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
elastomer
curing agent
liquid
gel
curable
Prior art date
Application number
EA200971007A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200971007A1 (ru
Inventor
Дэвид Энтони Боллард
Original Assignee
Эм-Ай ЭлЭлСи
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 Эм-Ай ЭлЭлСи filed Critical Эм-Ай ЭлЭлСи
Publication of EA200971007A1 publication Critical patent/EA200971007A1/ru
Publication of EA019307B1 publication Critical patent/EA019307B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • 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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035—Organic additives
    • 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
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Materials For Medical Uses (AREA)
  • Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу обработки толщи пород, включающему введение в толщу пород по меньшей мере одной композиции отверждаемого жидкого эластомера в жидкой фазе; введение в толщу пород по меньшей мере одного отверждающего агента и приведение в контакт композиции отверждаемого эластомера и отверждающего агента с образованием неводного геля.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Описываемые варианты настоящего изобретения в целом относятся к композициям эластомеров, используемым в скважинах.
Уровень техники
В области нефтедобывающей промышленности хорошо известно, что некоторые нефтегазоносные пласты представляют собой пласты слабо сцементированных пород или, фактически, могут быть несцементированными пластами. Хотя известно, что такие пласты содержат существенные количества нефти и газа, добывать нефть и газ из этих пластов трудно из-за перемещения из несцементированного или слабо сцементированного пласта в ствол скважины твердых частиц, таких как частицы песка и другие мелкоизмельченные твердые фазы. Это перемещение является результатом движения флюидов и может быть вызвано разностью давлений в пласте и стволе скважины, создаваемой при закачивании или при добыче флюидов, движущихся вверх по стволу скважины.
Некоторые пласты являются слабо сцементированными или несцементированными изначально, а другие становятся слабо сцементированными в результате добычи из этого пласта флюидов, особенно когда в добываемом флюиде присутствует вода. Пласты этого типа представляют собой пласты, которые, по меньшей мере частично, сцементированы вследствие наличия в пласте глин. Такие глины при добыче из пласта содержащих воду флюидов могут превращаться в диспергированные и вспученные, тем самым ослабляя пласт в целом до такой степени, что он становится несцементированным или слабо сцементированным, следовательно, в ствол скважины поступают твердые частицы. В итоге, несцементированным или слабо сцементированным пластам присуще ограничение по давлению откачки, которое может быть приложено с целью добычи флюидов из данного пласта. Это ограничивает скорость, с которой можно добывать флюиды из подземного пласта.
Кроме того, при бурении таких скважин нерешенной остается проблема потери циркуляции бурового раствора, характеризующаяся уходом бурового раствора в подземные пласты, которые являются трещиноватыми, высокопроницаемыми, пористыми или кавернозными. Эти толщи пород могут включать, помимо прочего, сланцевую глину, пески, гравий, слои с остатками раковин, рифовые осадки, известняк, доломит и мел. Другими проблемами, возникающими при бурении и добыче нефти и газа, являются прихват в скважине колонны труб, обвал буровой скважины, потеря контроля за скважиной и снижение уровня добычи. Вторичные потери бурового раствора могут возникать, когда плотность бурового раствора, необходимая для контроля за скважиной и для сохранения устойчивого ствола скважины, превышает устойчивость пласта к разрыву. Особенно сложная ситуация возникает в истощенных пластах, в которых падение порового давления ослабляет нефтегазоносные породы, но в соседних или залегающих между пластами малопроницаемых горных породах, таких как сланцевая глина, поровое давление сохраняется. Из-за этого бурение некоторых истощенных зон становится невозможным, так как плотность бурового раствора, которая нужна для поддержания сланцевой глины, превышает устойчивость к разрыву песков и ила.
Для решения этих и других проблем пытаются использовать поддающиеся поперечной сшивке или поглощающие полимеры, шарики из материала для борьбы с поглощением бурового раствора и цементное уплотнение. В частности, обнаружена пригодность гелей для предотвращения потери бурового раствора, стабилизации и упрочнения ствола скважины, разобщения пластов и изоляции водоносных горизонтов.
Например, что касается разобщения пластов, может возникнуть ситуация, при которой полезно изолировать определенные зоны в пласте. А именно, одним из способов увеличения производительности скважины является перфорация скважины в нескольких местах либо в одной и той же нефтегазоносной зоне, либо в разных нефтегазоносных зонах и, тем самым, интенсификация притока углеводородов в скважину. При добыче из скважины, таким образом, возникает проблема, связанная с регулированием дебита скважины и разработкой месторождения. Например, в скважине, где добыча происходит из нескольких отдельных зон (или из горизонтальных стволов разветвленно-горизонтальной скважины), где в одной зоне давление выше, чем в другой, поток из зоны с более высоким давлением может направляться в зону с более низким давлением, а не на поверхность. Аналогично, в горизонтальной скважине, проходящей только по одной зоне, перфорационные отверстия возле пятки скважины, т.е. ближе к поверхности, могут раньше начать давать воду, чем перфорационные отверстия, расположенные ближе к носку скважины. Добыча воды ближе к пятке снижает общую производительность данной скважины. Таким образом, может оказаться полезным также использовать цемент или гель для отделения одной зоны от другой при разработке месторождения углеводородов.
Кроме того, что касается изоляции водоносных горизонтов, некоторые скважины генерируют много.
Один из главных приемов, используемых для ограничения поступления воды в ствол скважины, включает закачивание в пласт гелей, которые перекрывают водоносные каналы или трещины в пласте и препятствуют попаданию воды в скважину.
Во многих скважинах используют буровые растворы и на водной, и на нефтяной основе. Как правило, буровые растворы на водной основе используют в начале бурения, тогда как буровые растворы на
- 1 019307 нефтяной основе часто заменяют их, когда скважина становится глубже, и буровые растворы на водной основе уже нельзя использовать из-за ограничений, связанных с их смазывающими свойствами и устойчивостью ствола скважины. В большинстве гелей используются совместимые с водой гелеобразующие и сшивающие агенты, примеры которых приведены в опубликованной заявке на патент США № 20060011343 и патентах США № 7008908 и № 6165947, пригодные при использовании буровых растворов на водной основе. Однако имеет место нехватка способов использования неводных гелей, которые совместимы с буровыми растворами на нефтяной основе.
Таким образом, существует потребность в разработке неводных гелей для использования в скважинах, которые относительно экологически безопасны и совместимы с буровыми растворами на нефтяной основе.
Сущность изобретения
В одном из аспектов описываемые в настоящем документе варианты осуществления изобретения относятся к способу обработки толщи пород, включающему введение в толщу пород по меньшей мере одной отверждаемой жидкой композиции, предназначенной для формирования эластомера в жидкой фазе, где отверждаемая жидкая композиция включает одно или несколько веществ, выбранных из группы, состоящей из полисульфидов, модифицированных полисульфидов, силилированных полиуретанов, простых полиэфиров, силилированных простых полиэфиров, фторэластомеров, полибутадиенов, полиизопренов, сложных полиэфиров и их сополимеров;
введение в толщу пород по меньшей мере одного отверждающего агента, представляющего собой одно или несколько веществ, выбранных из группы, состоящей из воды, катализаторов и сшивающих агентов; и приведение в контакт композиции отверждаемого эластомера и отверждающего агента с образованием неводного геля.
В другом аспекте описываемые в настоящем документе варианты осуществления изобретения относятся к способу изготовления неводного геля, включающему обеспечение смеси по меньшей мере одной отверждаемой жидкой композиции, предназначенной для формирования эластомера, где по меньшей мере одна отверждаемая жидкая композиция включает одно или несколько веществ, выбранных из группы, состоящей из полисульфидов, модифицированных полисульфидов, силилированных полиуретанов, простых полиэфиров, силилированных простых полиэфиров, фторэластомеров, полибутадиенов, полиизопренов, сложных полиэфиров и их сополимеров, и по меньшей мере одного отверждающего агента в растворителе, где отверждающий агент представляет собой одно или несколько веществ, выбранных из группы, состоящей из воды, катализаторов и сшивающих агентов; и осуществление взаимодействия между композицией отверждаемого эластомера и отверждающим агентом с образованием неводного геля.
Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения станут очевидны из следующего ниже описания и прилагаемой формулы изобретения.
Подробное описание изобретения
Описываемые в настоящем документе варианты осуществления изобретения относятся к использованию неводных гелей в скважинах. Другие описываемые в настоящем документе варианты осуществления изобретения относятся к способам производства неводных гелей. В следующем ниже описании изложены многочисленные подробности, обеспечивающие понимание настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области понятно, что настоящее изобретение может быть осуществлено на практике без этих подробностей, а описанные варианты его осуществления не исключают возможности многочисленных изменений или модификаций.
В одном из аспектов описываемые в настоящем документе варианты осуществления изобретения относятся к способу обработки толщи пород. Этот способ может включать введение в толщу пород композиции жидкого эластомера; введение в толщу пород отверждающего агента и приведение в контакт жидкого эластомера и отверждающего агента с образованием неводного геля. В других аспектах описываемые в настоящем документе варианты осуществления изобретения относятся к способам изготовления таких гелей и вариантам применения, в которых описанные в настоящем документе гели могут быть пригодны.
Неводные гели.
Гель представляет собой коллоидную систему, в которой протяженная пористая сеть связанных между собой молекул занимает весь объем жидкой среды. Хотя кажется, что гели твердые, студенистые материалы, по весу гели, большей частью представляют собой жидкость. Неводные гели настоящего изобретения могут быть использованы в скважине в качестве компонента бурового раствора и могут быть приготовлены заранее и закачаны в скважину. В качестве альтернативы, компоненты могут быть поданы в скважину одновременно или последовательно с образованием геля в пласте. Например, жидкие компоненты могут быть закачаны в скважину, которая пересекает слабо сцементированный пласт, и оставлены до затвердевания, в результате которого образуется полимерная сеть, стабилизирующая пласт и ствол скважины в целом.
В некоторых вариантах осуществления изобретения гели образованы разнообразными композициями жидких эластомеров, отвержденными или поперечно сшитыми с образованием гелеобразной структу
- 2 019307 ры. Кроме того, для регулирования или интенсификации образования геля по желанию могут быть добавлены ускорители или замедлители. Кроме этого, для усовершенствования или формирования заданных свойств геля могут быть введены такие добавки, как стабилизаторы, пластификаторы, промоторы адгезии и наполнители.
Отверждаемые жидкие эластомеры.
Жидкие эластомеры представляют собой аморфные полимеры, для которых окружающие внешние условия соответствуют температуре, намного превышающей температуру их стеклования (Тд). При температуре окружающей среды эти эластомеры являются жидкостями с различной вязкостью от легко льющихся жидкостей до жидкостей средней и высокой вязкости. Такие жидкие эластомеры поддаются отверждению или сшиванию с образованием массива материала с большим молекулярным весом, такого как неводный гель настоящего изобретения, который может обладать требуемыми механическими и химическими свойствами. Такие свойства могут включать твердость, долговечность и стойкость к химикатам.
Чтобы жидкие эластомеры поддавались отверждению или сшиванию, они должны содержать две или более концевые реакционноспособные группы или ненасыщенные двойные связи для сшивания. Наряду с тем, что концевые гидроксильные группы могут составлять один класс концевых реакционноспособных групп, другие концевые реакционноспособные группы включают меркапто, силаны или группы карбоновых кислот и т.д. Таким образом, к примерам жидких эластомеров, которые содержат концевые реакционноспособные группы, пригодные для использования в контексте настоящего изобретения, можно отнести полисульфиды, полиуретаны, полиэфиры, полисилоксаны, полибутадиены (а также сополимеры поли(бутадиен-стирол) или поли(бутадиен-акрилонитрил)) и полиизопрены, их модифицированные производные, при этом все указанные соединения содержат две или более концевые группы гидроксила, меркапто (или тиола), силана (или силанола) или карбоксильных группы или ненасыщенные двойные связи. Эластомеры с такими концевыми группами могут быть произведены в соответствии с традиционными способами и технологиями, хорошо известными специалистам в данной области.
В зависимости от конкретного варианта применения может потребоваться создание эластомерного геля в скважине с целью укрепления или иной обработки рыхлых или проницаемых пластов. Жидкие эластомеры особенно хорошо подходят для использования в скважинах, так как в неотвержденном состоянии они поддаются перекачиванию насосом. В различных вариантах осуществления изобретения жидкий эластомер может быть использован в чистом виде, может быть растворен в растворителе или может быть диспергирован или эмульгирован в несмешивающейся с ним фазе, к этому жидкому эластомеру может быть добавлен отверждающий агент с целью получения геля.
Например, такой жидкий эластомер может быть закачан в скважину до уровня пересечения ствола скважины с рыхлым пластом. Для отверждения жидкого эластомера с образованием прочно скрепленной матрицы, которая эффективно обволакивает рыхлый пласт, в скважину могут быть закачаны отверждающий агент и необходимые добавки. Авторами настоящего изобретения обнаружено, что такая прочно скрепленная матрица может эффективно поддерживать рыхлый пласт, тем самым регулируя добычу песчаных зерен из обрабатываемых зон. Такая обработка может проводиться для укрепления ствола скважины и сокращения количества обломков породы, которые вызывают износ скважинного оборудования. В качестве альтернативы, также может быть предусмотрено, что гель готовится заранее и вводится в ствол скважины.
Как указано выше, чтобы быть пригодным для сшивания, в качестве концевых реакционноспособных групп эластомерный компонент может включать группы силана. Такие группы силана могут быть введены во множество эластомерных полимеров; однако в конкретных вариантах осуществления изобретения они могут быть обеспечены у полисилоксанов, полиуретанов, полиэфиров и т.д. Например, полимеры §рик+®, серийно производимые компанией СЕ, представляют собой полиуретановые форполимеры с концевыми реакционноспособными группами не содержащего изоцианатных групп силана. В дополнительных вариантах осуществления изобретения отверждаемый жидкий эластомер представляет собой жидкий полисульфид, тем самым, концевые меркаптогруппы могут облегчать отверждение этого эластомера. Одним из примеров таких полисульфидных полимеров являются полимеры ТНЮРЬАБТ™, серийно выпускаемые компанией Ахко ЫоЬек Однако специалистам в данной области очевидно, что в качестве альтернативы могут быть использованы другие концевые группы и что ограничений типа реакционноспособных концевых групп, которые могут быть введены в жидкие эластомеры, пригодные для использования в контексте настоящего изобретения, не существует. Кроме того, хотя двойные связи тоже могут обеспечивать отверждение, объем настоящего изобретения также охватывает эластомеры, такие как полибутадиен или полиизопрен, которые, необязательно, могут быть модифицированы путем введения реакционноспособных групп, таких как гидроксильные или карбоксильные концевые группы. Более того, специалистам в данной области ясно, что, несмотря на то что в настоящем документе описаны некоторые типы жидких эластомеров, для образования гелей настоящего изобретения могут быть использованы другие подобные жидкие эластомеры.
- 3 019307
В дополнительных вариантах осуществления изобретения жидкий эластомер может быть разветвленным или дентритным. В других вариантах осуществления изобретения для отверждения могут быть использованы сочетания любых перечисленных выше материалов. Кроме того, специалистам в данной области ясно, что для создания геля в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения также могут быть использованы другие композиции жидких эластомеров.
Отверждающие агенты.
Требуемый неводный гель может быть получен путем приведения жидкого эластомера в контакт с отверждающим агентом. Отверждающий агент изменяет свойства жидкого эластомера, в этом случае образуя коллоидную систему или гель. Отверждение может быть осуществлено путем использования сшивающего агента, катализатора или их сочетания.
Катализаторы.
В некоторых вариантах осуществления изобретения катализатор может включать металлоорганические катализаторы, такие как органические комплексы δη, Τι, Ρί, РЬ, 8Ь, Ζη или Ей, неорганические оксиды, такие как оксид марганца(1У), пероксид кальция или диоксид свинца и их сочетания, соли оксидов металлов, такие как перборат натрия и другие борнокислые соединения, органические гидропероксиды, такие как гидропероксид кумена, или серу (включая соединения на основе серы). В одном конкретном варианте осуществления изобретения металлоорганический катализатор может представлять собой дилаурат дибутилолова, материал титанат/ацетат цинка, октоат олова, соли карбоновых кислот и РЬ, Ζη, Ζτ и 8Ь и их сочетания.
Катализатор может присутствовать в количестве, эффективном с точки зрения катализа отверждения композиции жидкого эластомера. В различных вариантах осуществления изобретения катализатор может быть использован в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 0,01 до примерно 10 вес.% относительно общего веса жидкого эластомера(ов), в других вариантах осуществления изобретения от примерно 0,05 до примерно 5 вес.% и в остальных вариантах осуществления от примерно 0,10 до примерно 2 вес.%.
Сшивающие агенты.
В одном из вариантов осуществления изобретения композицию жидкого эластомера приводят в контакт по меньшей мере с одним сшивающим агентом с целью влияния на образование неводного геля. Вообще, сшивающий агент может включать любую нуклеофильную или электрофильную группу, которая может вступать в реакцию с доступными реакционноспособными группами жидкого эластомера. В дополнительном варианте осуществления изобретения сшивающий агент может включать полифункциональную молекулу более чем с одной реакционноспособной группой. Такие реакционноспособные группы могут представлять собой, например, амины, спирты, фенолы, тиолы, карбанионы, органофункциональные силаны и карбоксилаты.
В одном из вариантов осуществления изобретения сшивающий агент может представлять собой алифатический полиамин, такой как этилендиамин (ΕΌΑ), диэтилентриамин (ΌΤΑ) и триэтилентетрамин (ТЕТА), которые содержат между аминогруппами короткие линейные цепи. При сшивании такими агентами проявляется тенденция к созданию сильносшитых слоев с достаточной стойкостью к нагреванию и химикатам, включая растворители. В другом варианте осуществления изобретения алифатический амин может представлять собой полиэтиленимин (ΡΕΙ), который относится к этилендиаминовым полимерам и выпускается серийно под торговой маркой Еирако1® компанией ВА8Е (Германия). Степень разветвленности и, следовательно, степень сшивания ΡΕΙ могут быть различными. ΡΕΙ Еирако1® могут состоять из компонентов структуры с малым молекулярным весом, например Еирако1® ГС со средним молекулярным весом 800, или из компонентов структуры с большим молекулярным весом, например Еирако1® δΚ со средним молекулярным весом 2000000.
В еще одном варианте осуществления изобретения алифатический амин может представлять собой полиэфирамин, такой как продукты, выпускаемые серийно под торговой маркой 1сГГаттс® компанией Нипктап Ρе^Го^таηсе Ρ^оάисΐκ (ЭДооб1апб, Техас). Например, пригодные продукты .КГГаттс® могут включать триамины 1е£Гат1пе® Τ-5000 и 1е£Гат1пе® Τ-3000 или диамины, такие как 1сГГапипс® Ό-400 .Тейатше® и Ό-2000. Пригодные полиэфирамины могут иметь основную цепь из повторяющихся полиэфирных звеньев и молекулярный вес, варьирующийся от примерно 200 до примерно 5000 г/моль. В результате сшивания такими структурными компонентами могут быть получены продукты с отличной гибкостью и ударной прочностью.
В одном из вариантов осуществления изобретения сшивающий агент может включать модифицированные циклоалифатические амины, полученные из 3-аминометил-3,5,5-триметилциклогексиламина (ΙΡΌΑ). Они образуют сшитые продукты с большой скоростью отверждения и пригодны для использования при низких температурах. Сшитые продукты, содержащие производные ΙΡΌΑ, обеспечивают достаточную стойкость к химикатам, общеупотребительным растворителям и воде.
В одном из вариантов осуществления изобретения сшивающий агент может быть ароматическим амином. В нем аминогруппы разделены жесткими бензольными кольцами, а не гибкими цепочками молекул, как в алифатических аминах. Полимеры, полученные при помощи ароматических аминов, могут
- 4 019307 обладать нужными физическими свойствами, такими как ударная прочность, а также высокой стойкостью к нагреванию и химикатам, особенно когда они входят в композицию вместе с эпоксидными новолачными смолами. Такие сшитые продукты могут также обладать высокой термостойкостью и водостойкостью. К ароматическим аминам относятся такие выпускаемые серийно продукты, как феналкамины, поставляемые компанией 0атбо1йе 0огрогабои (Ыетатк, Нью-Джерси), и могут включать Ьбе-2002, N0558, N0-540, N0-541, N0-546, N0-549 и N0-550.
В некоторых вариантах осуществления изобретения сшивающий агент может включать органофункциональный силан, который может быть изображен как Β-8ί-Χ3 или δί-Χ4, где группа В - это органическая группа, такая как метил, этил или винил, а группа X - это гидролизующаяся в присутствии влаги группа, такая как ацетокси, алкокси, оксим, ацетон, гидроксисилил или бензамид. В других вариантах осуществления изобретения сшивающий агент может представлять собой 0Η3δί(00(0)0Η3)3, 0Нз81(00Нз)з, 01Ι;8ι(0\0(01Ι;)0;11.Κ 0Η3δί(00(0Η2)0Η3)3 или 01Ι;8ι(\(01Ι;)0(0)0.Η,);. Кроме того, специалистам в данной области ясно, что в качестве альтернативы может быть использован силоксан.
Сшивающий агент может присутствовать в количестве, эффективном с точки зрения сшивания жидкого эластомера. В некоторых вариантах осуществления изобретения сшивающий агент может быть использован в количестве, составляющем от примерно 0,05 до примерно 50 вес.% относительно общего веса жидкого эластомера(ов), в других вариантах осуществления изобретения от примерно 5 до примерно 40 вес.% и в остальных вариантах осуществления изобретения от примерно 10 до примерно 35 вес.%. В других вариантах осуществления изобретения весовое отношение сшивающего агента к жидкому эластомеру может составлять от 1:2000 до 1:1, от 1:20 до 1:2 и в остальных вариантах осуществления изобретения от 1:10 до примерно 1:3.
Количество сшивающего агента может влиять на твердость образующегося геля. Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения при постоянном весе жидкого эластомера увеличение количества сшивающего агента может привести к повышению плотности поперечных связей и, следовательно, образованию более твердого геля.
Используя изложенные в настоящем документе указания, специалисты в данной области смогут определить количество сшивающего агента, необходимое для получения геля требуемой твердости.
Ускорители и замедлители.
Для регулирования скорости отверждения жидкого эластомера, при желании, могут быть использованы ускорители и замедлители. Например, ускоритель может быть использован для сокращения времени отверждения, тогда как замедлитель может быть использован для продления времени отверждения. В некоторых вариантах осуществления изобретения ускоритель может включать амин, сульфонамид или дисульфид, а замедлитель может включать стеарат, органические карбаматы и их соли, лактон или стеариновую кислоту.
Добавки.
Добавки широко используются в композициях эластомеров с целью направленного изменения физических свойств конечного полимерного геля. В некоторых вариантах осуществления изобретения добавки могут включать пластификаторы, термостабилизаторы, светостабилизаторы, ингибиторы горения, наполнители, промоторы адгезии и модификаторы реологических свойств.
Путем добавления пластификаторов можно уменьшить модуль упругости полимера при температуре использования посредством понижения его Тд. Это может дать возможность регулирования вязкости и механических свойств неводного геля. В некоторых вариантах осуществления изобретения пластификатор может включать фталаты, эпоксиды, алифатические эфиры двухосновной кислоты, фосфаты, сульфонамиды, гликоли, полиэфиры, тримеллитаты или хлорированный парафин. В некоторых вариантах осуществления изобретения пластификатор может представлять собой диизооктилфталат, эпоксидированное соевое масло, ди-2-этилгексиладипат, трикрезилфосфат или триоктилтримеллитат.
Наполнители обычно представляют собой инертные материалы, которые могут упрочнять неводный гель или выполнять роль удешевляющей добавки. Поэтому наполнители могут оказывать влияние на обработку, хранение и отверждение геля. Наполнители также могут влиять на свойства геля, такие как электроизоляционные и теплоизоляционные свойства, модуль упругости, прочность на растяжение или прочность на разрыв, стойкость к абразивному износу и усталостная прочность. В некоторых вариантах осуществления изобретения наполнители могут включать карбонаты, оксиды металлов, глины, оксиды кремния, слюду, сульфаты металлов, хроматы металлов или сажу. В некоторых вариантах осуществления изобретения наполнитель может включать диоксид титана, карбонат кальция, некислотные глины или коллоидальный диоксид кремния.
Добавление промоторов адгезии может повысить адгезию к различным субстратам. В некоторых вариантах осуществления изобретения промоторы адгезии могут включать эпоксидные смолы, модифицированные фенольные смолы, модифицированные углеводородные смолы, полисилоксаны, силаны или грунтовки.
Добавление модификаторов реологических свойств дает возможность регулирования текучести соединения. В некоторых вариантах осуществления изобретения модификаторы реологических свойств могут включать наполнители с тонкодисперсными частицами, органические соединения или их сочета
- 5 019307 ние. В некоторых вариантах осуществления изобретения модификаторы реологических свойств могут включать осажденные карбонаты кальция, некислотные глины, коллоидальный диоксид кремния или модифицированные касторовые масла.
Получение геля.
В одном из вариантов осуществления изобретения гель получают путем смешивания эластомера с отверждающим агентом и добавками в надлежащем растворителе. Пригодные для этого растворители могут включать буровые растворы на нефтяной основе, предназначенные для использования в скважине, и могут включать минеральное масло, биологическое масло, дизельное масло и синтетические масла.
Механизмы отверждения.
Специалистам в данной области понятно, что механизмы отверждения композиций жидких эластомеров могут зависеть от химического состава конкретного эластомерного компонента. Ниже приведены некоторые примерные механизмы отверждения для полисилоксана, жидких полисульфидов, силилированных форполимеров полиуретана и полиизопренов.
Полисилоксаны.
Полисилоксаны могут быть получены путем отверждения во влажной среде. В силоксановом полимере имеются конечные группы силанола (δίΘΗ), которые легко вступают в реакцию конденсации с образованием более длинных цепей. В частности, полимер с концевыми группами силанола может сначала прореагировать со сшивающим агентом, одним из описанных выше, по реакции конденсации описываемой уравнением (1)
НО31Ме2О (Ме231О) п31МегОН+2Р.31Х2-->Х2 (В) 5ί0 (Ме231О) η+13ίΚΧ2+2ΗΧ (1)
Затем полимер с концевыми группами сшивающего агента может быть гидролизован во влажной среде с образованием на растущей цепи концевых групп силанола, как показано в уравнении (2)
Х2 (К) ЗЮ (Μθ23ίΟ) η+ι3ίΗΧ2+Η2Ο->Η0ΚΧ3ί0 (Ме251О) η+ι31ΚΧ2 + ΗΧ (2)
Затем реакционноспособные цепи с концевыми группами силанола могут вступать в реакции с другим полимером, экспоненциально расширяя сеть растущего полисилоксана, как показано в уравнении (3)
Х2 (К) 3ίΟ (Ме251О) η3ίΚΧ2+ΗΟΚΧ3ίΟ (Ме231О) η+ι51ΚΧζ->
Х2 (К) ЗЮ (Ме231О) η3ίΚΧ-ΟΧΚ3ίΟ (Ме231О) η+ι3ίΚΧ2+ΗΧ (3)
Далее, повторный гидролиз и реакция с реакционноспособными концевыми группами полимера, в конце концов, может привести к полному отверждению.
Жидкие полисульфиды.
Полисульфиды содержат реакционноспособные концевые группы тиола, которые обеспечивают возможность отверждения по механизму окисления или присоединения. Механизм окисления, который более распространен, является основой многих выпускаемых серийно рецептур для отверждения полисульфидов и показан в уравнении (4)
где [О] означает окисляющий агент.
В реакциях с окисляющими агентами могут образовываться дисульфидные связи и, тем самым, более длинные цепи. Отверждающие агенты, пригодные для использования в окислительном отверждении полисульфида, могут включать окислительные агенты, такие как неорганические оксиды, пероксиды, соли оксидов металлов или органические гидропероксиды.
Силилированные полиуретаны.
Полиуретаны с силановыми концевыми группами представляют собой полимеры с низкой вязкостью, которые подвержены отверждению во влажной среде. Алкильные или алкоксигруппы концевых групп силана, которые в примерном механизме, представленном ниже, показаны как метильные группы, легко гидролизуются до силанольных групп. Эти полимеры, обладающие реакционноспособными силанольными группами, могут образовывать более длинные цепи по реакции конденсации с выделением в виде побочного продукта спирта или уксусной кислоты, как показано в уравнении (5)
- 6 019307
/ н3с катализ атор/еода
Полиизопрен/полибутадиен.
Полибутадиены и полиизопрены при малом молекулярном весе могут представлять собой жидкие эластомеры. Такие жидкие полибутадиены/полиизопрены отверждаются в присутствии катализаторов или без катализаторов при высоких температурах. Кроме того, они могут отверждаться посредством сшивания по двойным связям, имеющимся в силу наличия диенового мономера, как показано ниже в уравнении (6) для полиизопрена, сшитого серой:
Специалистам в данной области понятно, что в качестве альтернативы полибутадиеновые или полиизопреновые аддукты могут быть использованы для введения гидроксильных или карбоксильных концевых групп, например, для облегчения сшивания. Кроме того, специалистам в данной области известно, что, помимо серы, другие сшивающие агенты, такие как соединения на основе пероксидов, могут быть использованы для отверждения полибутадиена или полиизопрена.
В различных вариантах осуществления изобретения механизм отверждения может зависеть от температуры. Таким образом, некоторые эластомеры могут предпочтительно отверждаться при повышенных температурах, тогда как другие могут отверждаться при комнатной температуре.
Температура созревания.
В некоторых вариантах осуществления изобретения жидкий эластомер и отверждающий агент могут вступать в реакцию при температуре от -50 до 300°С. В других вариантах осуществления изобретения жидкий эластомер и отверждающий агент могут вступать в реакцию при температуре от 25 до 250°С; в других вариантах осуществления изобретения - от 50 до 150°С; в остальных вариантах осуществления изобретения - от 60 до 100°С. Однако специалистам в данной области понятно, что в различных вариантах осуществления изобретения температура реакции может определять время, необходимое для образования геля.
Время, необходимое для образования геля.
Описанные в настоящем документе варианты осуществления гелей могут быть изготовлены путем смешивания жидкого эластомера с катализатором, сшивающим агентом или смесью катализатора и сшивающего агента. В некоторых вариантах осуществления изобретения гель может образоваться немедленно при смешивании жидкого эластомера и отверждающего агента. В других вариантах осуществления изобретения гель может образоваться в течение 1 мин перемешивания; в других вариантах осуществле
- 7 019307 ния изобретения в течение 5 мин перемешивания; в остальных вариантах осуществления изобретения в течение 30 мин перемешивания. В некоторых вариантах осуществления изобретения гель может образоваться в течение 1 ч перемешивания; в других вариантах осуществления изобретения в течение 8 ч; в других вариантах осуществления изобретения в течение 16 ч; в других вариантах осуществления изобретения; в течение 120 ч - в остальных вариантах осуществления изобретения в течение 80 ч.
Вязкость геля.
В некоторых вариантах осуществления изобретения раствор жидкого эластомера(ов) и отверждающего агента(ов) в воде может сначала иметь вязкость, сравнимую с вязкостью воды. Такая вязкость, как у воды, способствует тому, что данный раствор легко проникает в пустоты, небольшие поры и мелкие трещины, встречающиеся в мелкозернистых песках, крупнозернистых алевритах и других горных породах. В других вариантах осуществления изобретения вязкость можно изменять с целью получения требуемой текучести, достаточной для уменьшения потока воды сквозь пласт или увеличения способности пласта выдерживать нагрузку. Вязкость раствора можно изменять путем увеличения или уменьшения количества воды относительно количества отверждающего агента и жидких эластомеров, путем использования загущающих агентов или при помощи других известных в данной области приемов.
В некоторых вариантах осуществления изобретения общее количество жидкого эластомера(ов) и отверждающего агента(ов) может составлять от 0,5 до 100 вес.% относительно общего веса воды в растворе. В других вариантах осуществления изобретения общее количество жидкого эластомера(ов) и отверждающего агента(ов) может составлять от 5 до 100 вес.% относительно общего веса воды в растворе; в других вариантах осуществления изобретения от 20 до 70 вес.%; в остальных вариантах осуществления изобретения от 25 до 65 вес.%. В контексте настоящего документа общий вес воды не включает любое дополнительное количество воды, добавляемой с реагентами, регулирующими рН.
Твердость геля.
В результате реакции жидкого эластомера(ов) и отверждающего агента(ов) могут образоваться гели с консистенцией от вязкого ила до твердого геля. В некоторых вариантах осуществления изобретения реакция жидкого эластомера(ов) и отверждающего агента(ов) может привести к образованию мягкого эластичного геля. В других вариантах осуществления изобретения в результате этой реакции образуется плотный гель, а в других вариантах осуществления изобретения - твердый гель. Твердость геля - это сила, необходимая для разрушения структуры геля, которая в числовой форме может быть получена путем измерения усилия, которое нужно приложить к игле, чтобы она проникла в сшитую структуру. Твердость является мерой способности геля до установленной степени оказывать сопротивление проникновению пробирной иглы с утяжелением.
Твердость может быть измерена при помощи прибора для анализа текстуры ВгоокПсИ ОТ8-25. Этот прибор состоит из контактной измерительной головки изменяемой конструкции, которая соединена с динамометрическим датчиком. Контактная измерительная головка может быть введена в испытываемый образец с определенной скоростью или нагрузкой с целью измерения следующих параметров или свойств образца: упругость, адгезивность, отверждение, предел прочности, прочность на излом, сопротивление отслаиванию, твердость, сопротивление расщеплению, пластическое последействие, восстановление после деформации, предел прочности при растяжении и способность к растеканию. Твердость может быть измерена путем введения в образец геля цилиндрической контактной головки с плоской поверхностью диаметром 4 мм с постоянной скоростью 30 мм/мин. Когда головка касается геля, к контактной головке прикладывают усилие, противодействующее сопротивлению структуры геля, до тех пор, пока сопротивление не прекращается, эту величину фиксируют при помощи динамометрического датчика и компьютерного программного обеспечения. По мере продвижения контактной головки сквозь образец измеряют усилие на контактной головке и глубину ее проникновения. Усилие на головке может быть зафиксировано на разных глубинах проникновения, например 20, 25 и 30 мм, что дает информацию об общей твердости геля.
В некоторых вариантах осуществления изобретения образующийся гель может обладать твердостью величиной от 10 до 100000 грамм-силы (0,098-980 Н). В других вариантах осуществления изобретения образующийся гель может представлять собой мягкий эластичный гель с величиной твердости в диапазоне от 10 до 100 грамм-силы (0,098-0,98 Н). В других вариантах осуществления изобретения образующийся гель может представлять собой твердый гель с величиной твердости от 100 до 500 грамм-силы (0,98-4,9 Н). В других вариантах осуществления изобретения образующийся гель может находиться в диапазоне от твердого до вязкого с величиной твердости от 500 до 100000 грамм-силы (4,9-980 Н); в других вариантах осуществления изобретения от 1500 до 75000 грамм-силы (14,7-735 Н); в других вариантах осуществления изобретения от 2500 до 50000 грамм-силы (24,5-490 Н); в остальных вариантах осуществления изобретения от 5000 до 30000 грамм-силы (49-249 Н).
В других вариантах осуществления изобретения твердость геля может изменяться с глубиной проникновения. Например, гель может иметь твердость 1500 грамм-силы (14,7 Н) или более при глубине проникновения 20 мм в некоторых вариантах осуществления изобретения. В других вариантах осуществления изобретения гель может обладать твердостью 5000 грамм-силы (49 Н) или более при глубине проникновения 20 мм; в других вариантах осуществления изобретения 15000 грамм-силы (147 Н) или
- 8 019307 более при глубине проникновения 20 мм и в остальных вариантах осуществления изобретения 25000 грамм-силы (245 Н) или более при глубине проникновения 25 мм.
Что касается перечисленных выше переменных (т.е. температуры, времени и т.д.), специалистам в данной области в свете настоящего описания понятно, что при использовании настоящего описания в качестве руководства можно подобрать необходимые свойства.
Обработка эластомера.
Некоторые варианты осуществления описываемых в настоящем документе неводных гелей могут иметь форму однокомпонентной системы, где отверждающий агент(ы), добавки, ускорители или замедлители предварительно смешаны с жидким эластомером(ами) (подлежащим сшиванию материалом). Затем, перед отверждением, гель может быть размещен или закачан. Время гелеобразования можно регулировать, используя замедлители или ускорители. Другие варианты осуществления описываемых в настоящем документе неводных гелей могут также иметь форму двухкомпонентной системы, где отверждающий агент(ы) и жидкий эластомер(ы), смешанные отдельно, соединяют непосредственно перед нагнетанием. В качестве альтернативы, один реагент, отверждающий агент или жидкий эластомер может быть размещен в скважине или области вблизи ствола скважины, где затем может быть осуществлен его контакт с другим реагентом, либо отверждающим агентом, либо жидким эластомером - по мере необходимости.
Примеры
Пример 1.
Образцы форполимеров 8РИК.® 1050 мм смешали в различных пропорциях и дополнительно ввели следующие добавки: воду, нефтяную основу бурового раствора, У6-8ИРКЕМЕ™ (У68) (органофильная глина), М-Ι 8^АСО ЕМ1 79 (растворимое в нефти полимерное поверхностно-активное вещество), УХ225 (промотор адгезии с функциональными аминогруппами) от МотеШит РегГогтапсе СйетюаП, М-Ι 8^ЛСО 8ТАК.САКВ (высококачественный карбонат кальция), Аего Р974 (гидрофобный коллоидальный диоксид кремния) от Педина и У1а1оп А\У2 (очень высококачественный барит). Образцы подвергли отверждению при 70° в течение 16 и/или 24 ч. Затем после охлаждения образцов измерили твердость образовавшихся гелей. Начальная твердость представляла собой максимальное усилие на контактной головке непосредственно перед тем, как гель переставал оказывать сопротивление или разрывался. Нижнее и верхнее значения для массива материала представляли собой минимальную и максимальную величины после начального пикового усилия при перемещении контактной головки сквозь массив образца. Гели, которые были настолько эластичны, что не рвались или не разрушались до конца испытания (когда контактная головка достигала дна испытательного сосуда), обозначены как без разрушения (БР). Данные о составе и результаты измерения твердости приведены в табл. 1(а) и 1(Ь).
Образцы, представленные в табл. 1(а), сначала отверждали в течение 16 ч при 70°С, после этого было замечено, что все образцы все еще жидкие. Поэтому к каждому образцу добавили 0,1 мл Ωο\ν Согп1пд® Са1а1у§1 62 и затем отверждали образцы еще 24 ч при 70°С. Спустя 24 ч было отмечено, что под действием катализатора в образцах образовался эластомерный гелеобразный материал; это указывает на то, что реакцией можно управлять, используя различные химические добавки. Данные, представленные в табл. 1(Ь), приведены, чтобы показать, что свойства геля можно изменять путем изменения состава.
- 9 019307
Таблица 1(а)
Образец № I 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Объем, мл
зрик® 1 050 мм 20 20 20 10 10 10 1 2 4 2 4
Вода 0,1 1 0,1 1 - о,1 0,1 0,1 0,1 0,1
Нефтяная основа 10 10 10 10 10 10 10 10
УС8 - - - - - 0,2 - - - 0,2 0,2
ΕΜΙ 759 - - - - - - - - 0,5 0,2
Т вердостъ через 24 ч, грамм-силы
Начальная 2160 5030 4630 1111 1379 1768 100 1000 1150 1000 666
Нижняя для массива 437 БР (22с) 3944 921 951 983 БР БР 407 375
Верхняя для массива 2000 БР (22с) БР (28с) 1271 1284 1708 779 601
Таблица 1(Ь)
Образец № 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Объем, мл
5РЦК® 1050 мм 4 4 4 4 4 4 1 2 4 2
Нефтяная основа 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
УС5 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 - - -
УХ225 - 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2
А592 - - 2,5 - 5 - - 2,5 -
8ТАК.САКВ - 5 - 10 - - 0,5
Аего К.974 - - - - - 0,2 0,2 0,2 0,2
Твердость через 24 ч грамм-силы
Начальная 565 818 1120 1986 1043 1152 972 3250 2793 2209
Нижняя в массиве 182 443 590 660 745 886 586 1200 1308 1329
Верхняя в массиве 335 663 1016 1167 1156 1500 953 1200 1597 1829
Пример 2.
Образцы полимеров ТНЮРЬЛЗТ™ О (полисульфиды) от компании Лкхо ЫоЬе1 Рипсйопа1 Скеш1сак ОтЬН & Со. КО (Οιόιζ. Германия) смешали в различных пропорциях и дополнительно ввели следующие добавки: нефтяную основу бурового раствора (ΌΡ1), УО-8ИРКЕМЕ™ (УО8) (органофильная глина), М-Ι 8АЛСО ЕМ1 759 (растворимое в нефти полимерное поверхностно-активное вещество) и пероксид магния для сшивания. Полимеры ТНЮРЬЛЗТ™ О нерастворимы в нефтяной основе ΌΡ1, поэтому было проведено поэтапное добавление УО8 и ЕМ1 759 до получения устойчивых суспензий. Образцы полиизопрена (молекулярный вес 40000) и блок-сополимера полибутадиен полиизопрен (молекулярный вес от 30000 до 50000) были получены от 5>щта-Л1бпс11. Эти образцы подвергли отверждению при 70°С в течение 48 ч, после чего к каждому образцу добавили еще 0,5 г МдО2 и отверждали еще 24 ч, результаты испытания приведены в табл. 2(а).
- 10 019307
Таблица 2(а)
Твердость через 24 ч после добавления
Эластомер, мл ϋΡΙ, мл УСЗ, г М§О2, г ΕΜΙ 759, мл Начальная Нижн. в масс. Верх, в масс.
ТНЮРЬАЗТ™ 01 20 0,5 1372 БР
ТНЮРЬАЗТ™ 04 20 0,5 ЖИДКОСТЬ С низкой БЯЗК.
ТНЮРЬАБТ™ 021 20 0,5 вязкая жидкость
ТНЮРЬАБТ™ 61 10 10 0,6 0,5 3 паста
ТНЮРЬАЗТ™ 64 10 10 0,2 0,5 2 рассл. жидкость с низкой вязк.
ТНЮРЪАЗТ™ 021 10 10 0,5 0,5 3 паста
Полиизопрен 10 - - 0,5 - вязкая жидк. - -
Полиизопрен 10 10 0,5 жидкость с низкой вязк.
Поли изо прей/ бутадиен 10 0,5 вязкий гель
Полиизопрен/ бутадиен 10 10 0,5 вязкая жидк.
Эти испытания повторили, используя большие количества МдО2 и воды. Их результаты приведены в табл. 2(Ь).
Таблица 2(Ь)
Твердость через 24 ч после добавления
Эластомер, мл ϋΕΙ, мл УСЗ, г МдО2, Г ΕΜΙ 759, мл Вода, мл Начальная Нижн. в масс. Верх. в масс.
ТНЮРЬАЗТ™ 61 15 3 1 2920 2500 3890
ТНЮРГА5Т™ 64 15 3 1 вязкая жидкость
ТНЮРЬАБТ™ 021 15 3 1 1250 Нс- гомоген.
ТНЮРЬАЗТ™ 61 10 10 0,8 2 3 1 паста
ТН1ОРБА8Т™ 64 10 10 0,6 2 3 1 паста
ТНЮРЬАБТ™ 021 10 10 0,6 2 3 1 паста
Полиизопрен 15 3 1 густая жидкость/гель
Полиизопрен 10 10 2 1 густая жидкость/гель
Полиизопрен/ бутадиен 15 3 1 густая жидкость/гель
Полиизопрен/ бутадиен 10 10 2 1 густая жидкость/гель
- 11 019307
Варианты применения.
Некоторые варианты осуществления описываемых в настоящем документе гелей могут иметь форму однорастворной однокомпонентной системы, где отверждающий/сшивающий агент(ы) предварительно смешан с жидкими отверждаемыми эластомерами, эта смесь затем, перед отверждением, может быть размещена или закачана. Время гелеобразования можно регулировать, изменяя количество воды (или другого растворителя) в растворе. Другие варианты осуществления описываемых в настоящем документе неводных гелей могут также иметь форму двухкомпонентной системы, где отверждающие/сшивающие агенты и жидкие эластомеры могут быть смешаны отдельно и соединены непосредственно перед нагнетанием. В качестве альтернативы, один реагент, жидкий эластомер или отверждающий/сшивающий агент, может быть размещен в скважине или области вблизи ствола скважины, где затем может быть осуществлен его контакт с другим реагентом, либо жидким эластомером, либо отверждающим/сшивающим агентом - по мере необходимости.
Описываемые в настоящем документе варианты осуществления гелей могут использоваться в нескольких областях, в том числе как добавка к буровым растворам; как добавка для увеличения нефтеотдачи; как одна из добавок в составе шариков из материала для борьбы с поглощением бурового раствора; для упрочняющей обработки ствола скважины; для закрепления грунта; в качестве пылеподавителя; в качестве водоудерживающей добавки или структурообразователя для почв; в качестве добавки, снижающей водоотдачу при гидрообработке и т.д.
Использование в буровых растворах.
Буровые жидкости или растворы обычно включают жидкую основу (например, воду, дизельное или минеральное масло или синтетическое соединение), утяжелители (например, может быть использован сульфат бария или барит), бентонитовую глину и различные добавки, которые выполняют определенные функции, например полимеры, ингибиторы коррозии, эмульгаторы и смазывающие добавки. Специалистам в данной области известно, что существует несколько различных буровых растворов, и ссылки на конкретные их типы не являются ограничением настоящего изобретения. При бурении раствор, нагнетаемый через центр бурильной колонны к буровой коронке, присутствует в кольцевом пространстве между бурильной колонной и стволом скважины, выполняя, таким образом, функцию охлаждения и смазывания коронки, укрепления скважины и транспортировки выбуренной породы на поверхность.
Описываемые в настоящем документе гели могут быть использованы в качестве добавки к буровому раствору. В некоторых вариантах осуществления изобретения гели могут образовывать фильтрационную корку или являться одним из компонентов фильтрационной корки, которая образуется вдоль ствола скважины в ходе бурения. Гели, содержащиеся в буровом растворе, могут быть осаждены на поверхности ствола скважины во время процесса бурения, потенциально укрепляя ствол скважины посредством стабилизации пластов глинистых сланцев и других участков, встречающихся во время бурения. Повышение устойчивости ствола скважины может способствовать уменьшению вероятности прихвата труб, обвала буровой скважины, расширения ствола скважины, потери циркуляции бурового раствора и может улучшить контроль за скважиной.
Устойчивость ствола скважины также может быть повышена путем нагнетания в пласты вдоль скважины обладающей низкой вязкостью смеси жидкого эластомера и отверждающего агента. В этой смеси затем продолжается реакция, поэтому по мере гелеобразования в смеси происходит укрепление пласта вдоль ствола скважины.
В других вариантах осуществления изобретения описываемые гели могут облегчать подъем твердых обломков породы со стенок бурильной трубы и из затрубного пространства. Твердые гели, циркулирующие в бурильной трубе во время бурения, могут скрести и очищать бурильную трубу, удаляя любые отложения на трубах, грязь, глину или другие скопления, которые могут прилипать к бурильной трубе или лифтовым трубам. Таким образом, бурильную трубу можно поддерживать чистой от помех, препятствующих удалению выбуренной породы из бурильной трубы в ходе бурения.
Повышение нефтеотдачи.
Описываемые в настоящем документе варианты осуществления гелей могут быть использованы для интенсификации добычи нефти вторичным методом. При добыче нефти вторичными методами широко применяется нагнетание составов для обработки, таких как вода или солевой раствор, через нагнетательную скважину вниз, в разрабатываемый нефтеносный пласт с целью вытеснения нефти в добывающую скважину. Зоны поглощения и другие проницаемые пласты могут пропускать через себя большую долю нагнетаемого состава, протекающего только по малой части объема резервуара, например, и, таким образом, может потребоваться повышенное количество состава для обработки, чтобы вытеснить значительную долю сырой нефти из резервуара.
Чтобы справиться с зонами поглощения и другими высокопроницаемыми зонами пласта, в пласт могут быть закачаны варианты осуществления гелей, описываемые в настоящем документе. Гели, нагнетаемые в пласт, могут частично или полностью ограничивать поток сквозь высокопроводящие зоны. Таким образом, гели могут эффективно уменьшать образование местных сквозных протоков в пласте, принуждая состав для обработки двигаться через менее пористые зоны и потенциально снижая необходимое количество состава для обработки и повышая коэффициент извлечения нефти из данного резервуара.
- 12 019307
В других вариантах осуществления изобретения гели также могут быть образованы непосредственно в пласте, чтобы противодействовать влиянию зон поглощения. Жидкие эластомерные компоненты могут быть закачаны в пласт, при этом эластомерные компоненты проникают в пласт глубже, чем нагнетаемый гель. Затем могут быть закачаны отверждающие/сшивающие агенты, вызывающие отверждение/сшивание ранее закачанных жидких эластомерных компонентов в пласте. Путем создания гелей непосредственно в пласте можно предотвратить образование сквозных протоков, которые, иначе, могли бы проникать дальше в пласт, например, когда состав для обработки возвращается назад в зону поглощения вскоре после образования каналов в обход закачанных гелей, как описано выше.
Шарики из материала для борьбы с поглощением бурового раствора.
Как уже отмечалось, описываемые в настоящем документе гели могут быть использованы в качестве одного из компонентов бурового раствора. Эти гели могут составлять часть фильтрационной корки, минимизируя просачивание буровых растворов в подземные пласты и укрепляя ствол скважины. Другой пример. Описываемые в настоящем документе варианты осуществления гелей могут быть использованы в качестве одного из компонентов шариков из материала для борьбы с поглощением бурового раствора (1о88 С1гси1айои ша1спа1 - ЬСМ), которые применяют, когда возникают проблемы чрезмерного просачивания или потери циркуляции, что требует увеличения концентрации добавок для борьбы с потерей циркуляции. Шарики из ЬСМ используют для предотвращения или уменьшения ухода буровых растворов в поры подземных пластов, встречаемых в ходе бурения.
В некоторых вариантах осуществления изобретения жидкий эластомер или отверждающий/сшивающий агент могут быть смешаны до нагнетания шариков в пробуренный пласт. Эта смесь может быть закачана, пока ее вязкость поддерживается низкой, до образования геля, так что гель может образоваться в пласте. В других вариантах осуществления изобретения жидкий эластомер или отверждающий/сшивающий агент могут быть закачаны в пласт раздельными порциями, смешиваясь и вступая в реакцию с образованием геля на месте (в пласте после нагнетания порций шариков ЬСМ). Таким образом, можно избежать преждевременного образования геля.
Например, первая смесь, содержащая жидкий эластомер, может быть закачана в ствол скважины и зону потери циркуляции. Может быть закачана вторая смесь, содержащая отверждающий/сшивающий агент, в результате гелеобразующий агент вызывает в пласте отверждение/сшивание до такой степени, что гель увеличивается в размерах. Разбухший и затвердевший гель может закупоривать трещины в породе, блокируя зону потери циркуляции.
Описываемые в настоящем документе гели могут быть использованы в других процессах, включая упоминаемые выше области применения, такие как водоудерживание, структурообразование почв и в качестве добавки, снижающей водоотдачу при гидрообработке. Также предусматривается, что описываемые в настоящем документе гели могут быть применены в других процессах и прикладных задачах, известных специалистам в данной области.
Преимущества настоящего изобретения могут включать неводный гель, свойства которого могут быть изменены в соответствии с различными вариантами его использования. Жидкие эластомеры характеризуются исключительно широким спектром химических и физических свойств. Жидкий эластомер, как таковой, может быть подобран исходя из нужных свойств конечного неводного геля. Регулируемые время образования геля, температура и физические свойства конечного геля могут быть подобраны, исходя из конкретного назначения. Например, неводный гель может быть подобран по нужной твердости или гибкости или модулю упругости. Кроме того, системы на основе жидких эластомеров проявляют тенденцию к гибкости, ударной прочности, исключительной прочности сцепления, низкой токсичности и летучести.
Хотя настоящее изобретения описано со ссылкой на ограниченное число вариантов его осуществления, специалистам в данной области, использующим настоящее описание, понятно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, не выходящие за пределы объема изобретения, описанного в настоящем документе. Следовательно, объем изобретения ограничивается только прилагаемой формулой изобретения.

Claims (21)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ обработки толщи пород, включающий введение в толщу пород по меньшей мере одной отверждаемой жидкой композиции, предназначенной для формирования эластомера в жидкой фазе, где отверждаемая жидкая композиция включает одно или несколько веществ, выбранных из группы, состоящей из полисульфидов, модифицированных полисульфидов, силилированных полиуретанов, простых полиэфиров, силилированных простых полиэфиров, фторэластомеров, полибутадиенов, полиизопренов, сложных полиэфиров и их сополимеров;
    введение в толщу пород по меньшей мере одного отверждающего агента, представляющего собой одно или несколько веществ, выбранных из группы, состоящей из воды, катализаторов и сшивающих агентов; и приведение в контакт композиции отверждаемого эластомера и отверждающего агента с образованием неводного геля.
  2. 2. Способ по п.1, в котором отверждаемая жидкая композиция, предназначенная для формирования эластомера, содержит по меньшей мере один жидкий эластомер в чистом виде, жидкий эластомер, растворенный в растворителе, и жидкий эластомер, эмульгированный или диспергированный в несмешивающейся с ним текучей фазе.
  3. 3. Способ по п.1, в котором жидкая фаза дополнительно содержит по меньшей мере одно из масел, выбранных из группы, включающей биологическое масло, синтетическое масло и минеральное масло.
  4. 4. Способ по п.1, в котором отверждающий агент содержит по меньшей мере один из компонентов, выбранных из металлоорганического катализатора, неорганического оксида, соли оксида металла, органического гидропероксида, серы и их смесей.
  5. 5. Способ по п.4, в котором металлоорганический катализатор представляет собой по меньшей мере один из органических комплексов 8 η, Τι, Ρΐ, Ζη или КБ.
  6. 6. Способ по п.1, в котором отверждающий агент дополнительно содержит сшивающий агент, представленный по меньшей мере одним из соединений формулы К-81-Х3 или δί-Χ4, где К означает алкильные, арильные или винильные органические группы, X означает группу, гидролизующуюся в присутствии влаги.
  7. 7. Способ по п.1, в котором отверждающий агент дополнительно содержит добавку.
  8. 8. Способ по п.1, в котором композицию отверждаемого эластомера и отверждающий агент вводят одновременно.
  9. 9. Способ по п.1, в котором композицию отверждаемого эластомера и отверждающий агент вводят последовательно.
  10. 10. Способ по п.1, в котором обработка выбрана, по меньшей мере, из укрепления ствола скважины, обработки для предотвращения поглощения бурового раствора, обработки для изоляции водоносных горизонтов и обработки для разобщения пластов.
  11. 11. Способ изготовления неводного геля, включающий обеспечение смеси по меньшей мере одной отверждаемой жидкой композиции, предназначенной для формирования эластомера, где по меньшей мере одна отверждаемая жидкая композиция включает одно или несколько веществ, выбранных из группы, состоящей из полисульфидов, модифицированных полисульфидов, силилированных полиуретанов, простых полиэфиров, силилированных простых полиэфиров, фторэластомеров, полибутадиенов, полиизопренов, сложных полиэфиров и их сополимеров; и по меньшей мере одного отверждающего агента в растворителе, где отверждающий агент представляет собой одно или несколько веществ, выбранных из группы, состоящей из воды, катализаторов и сшивающих агентов; и осуществление взаимодействия между композицией отверждаемого эластомера и отверждающим агентом с образованием неводного геля.
  12. 12. Способ по п.11, в котором отверждаемая жидкая композиция, предназначенная для формирования эластомера, содержит по меньшей мере один жидкий эластомер в чистом виде, жидкий эластомер, растворенный в растворителе, и жидкий эластомер, эмульгированный или диспергированный в несмешивающейся с ним текучей фазе.
  13. 13. Способ по п.11, в котором жидкая фаза дополнительно содержит по меньшей мере одно из масел, выбранных из группы, включающей биологическое масло, синтетическое масло и минеральное масло.
  14. 14. Способ по п.11, в котором отверждающий агент содержит по меньшей мере один из компонентов, выбранных из металлоорганического катализатора, неорганического оксида, соли оксида металла, органического гидропероксида, серы и их смесей.
  15. 15. Способ по п.14, в котором металлоорганический катализатор представляет собой по меньшей мере один из органических комплексов δη, Τι, Ρΐ, Ζη или КБ.
  16. 16. Способ по п.11, в котором отверждающий агент дополнительно содержит сшивающий агент, представленный по меньшей мере одним из соединений формулы К-81-Х3 или δί-Χ4, где К означает алкильные, арильные или винильные органические группы, X означает группу, гидролизующуюся в при
    - 14 019307 сутствии влаги.
  17. 17. Способ по п.11, в котором отверждающий агент дополнительно содержит добавку.
  18. 18. Способ по п.11, в котором композицию отверждаемого эластомера и отверждающий агент вводят одновременно.
  19. 19. Способ по п.11, в котором композицию отверждаемого эластомера и отверждающий агент вводят последовательно.
  20. 20. Способ по п.11, в котором обработка выбрана, по меньшей мере, из укрепления ствола скважины, обработки для предотвращения поглощения бурового раствора, обработки для изоляции водоносных горизонтов и обработки для разобщения пластов.
  21. 21. Способ по п.11, в котором неводный гель изготавливают в скважине.
EA200971007A 2007-04-27 2008-04-23 Способ изготовления неводного геля и способ обработки толщи пород EA019307B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US91460407P 2007-04-27 2007-04-27
US3313308P 2008-03-03 2008-03-03
PCT/US2008/061300 WO2008134371A2 (en) 2007-04-27 2008-04-23 Use of curable liquid elastomers to produce gels for treating a wellbore

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200971007A1 EA200971007A1 (ru) 2010-04-30
EA019307B1 true EA019307B1 (ru) 2014-02-28

Family

ID=39926289

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200971007A EA019307B1 (ru) 2007-04-27 2008-04-23 Способ изготовления неводного геля и способ обработки толщи пород

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20100120944A1 (ru)
EP (1) EP2150597A4 (ru)
AR (1) AR066336A1 (ru)
AU (1) AU2008245793B2 (ru)
BR (1) BRPI0810617A2 (ru)
CA (1) CA2684978C (ru)
EA (1) EA019307B1 (ru)
MX (1) MX2009011402A (ru)
WO (1) WO2008134371A2 (ru)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008134359A1 (en) 2007-04-27 2008-11-06 M-I Llc Use of elastomers to produce gels for treating a wellbore
NO342100B1 (no) 2007-06-28 2018-03-26 Mi Llc Fremgangsmåte for å behandle en formasjon
CA2694511C (en) 2007-08-01 2014-05-06 M-I Llc Methods of increasing fracture resistance in low permeability formations
CA2712270C (en) * 2008-01-18 2013-09-24 M-I L.L.C. Degradable non-aqueous gel systems
NO342826B1 (no) 2008-01-30 2018-08-13 Mi Llc Fremgangsmåter for å oppdage, forhindre og bøte på tapt sirkulasjonsfluid
WO2012174370A2 (en) * 2011-06-17 2012-12-20 M-I L.L.C. Composition of polybutadiene-based formula for downhole applications
AU2013214723B2 (en) 2012-02-05 2015-11-26 Tucc Technology, Llc Earth metal peroxide fluidized compositions
CN103421160A (zh) 2012-05-25 2013-12-04 亨茨曼国际有限公司 聚氨酯灌浆组合物
US9321954B2 (en) * 2013-11-06 2016-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidation compositions for use in subterranean formation operations
US10000686B2 (en) 2013-12-18 2018-06-19 Covestro Llc Methods for treating a well bore within an underground formation
WO2015163866A1 (en) * 2014-04-23 2015-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Clay stabilization with control of migration of clays and fines
CN110373169B (zh) * 2019-07-19 2021-07-23 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 可控时固化油基堵漏浆及其制备方法
CN110396398B (zh) * 2019-07-19 2021-07-23 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 超高温油基钻井液用温控型固化剂及其制备方法
CN113684011B (zh) * 2020-05-18 2023-03-07 长江大学 一种用于稠油热采的高温封堵剂

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4410667A (en) * 1982-01-29 1983-10-18 Ppg Industries, Inc. Elastomeric coating compositions
US5986033A (en) * 1984-02-29 1999-11-16 The Baxenden Chemical Co. Blocked isocyanates
US6060445A (en) * 1997-03-31 2000-05-09 Eval Company Of America Polymer cleaning compositions and methods

Family Cites Families (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3416899A (en) * 1966-10-03 1968-12-17 Phillips Petroleum Co Gel compositions and preparation
US3851479A (en) * 1972-12-29 1974-12-03 Marathon Oil Co Sealed porous earth formations and process for their manufacture
US4114382A (en) * 1974-07-26 1978-09-19 Bayer Aktiengesellschaft Process for the consolidation of geological formations and loosened rock and earth masses
US4042031A (en) * 1975-11-13 1977-08-16 Shell Oil Company Plugging subterranean earth formations with aqueous epoxy emulsions containing fine solid particles
CA1111598A (en) * 1976-01-14 1981-10-27 Joseph R. Marchetti Amine acide salt-containing polymers for cationic electrodeposition
US4365670A (en) * 1979-03-05 1982-12-28 Halliburton Company Methods of forming isocyanate polymers for earth-sealing operations
US4374968A (en) * 1980-06-02 1983-02-22 Halliburton Company Methods of forming isocyanate polymers
US4760882A (en) * 1983-02-02 1988-08-02 Exxon Production Research Company Method for primary cementing a well with a drilling mud which may be converted to cement using chemical initiators with or without additional irradiation
US4870141A (en) * 1984-12-24 1989-09-26 E. I. Du Pont De Nemours And Company Hydroxy-functional epoxy ester resin and hydroxy-reactive crosslinking agent
US4637956A (en) * 1985-03-29 1987-01-20 Ppg Industries, Inc. Sized glass fibers and reinforced polymers containing same
US4767829A (en) * 1985-11-14 1988-08-30 E. I. Du Pont De Nemours And Company Thermosetting coating composition comprising a hydroxy-functional epoxy-polyester graft copolymer
JP2783561B2 (ja) * 1987-10-29 1998-08-06 大阪瓦斯株式会社 複合材料用炭素繊維
US5048608A (en) * 1989-01-31 1991-09-17 Atlantic Richfield Company Consolidation of hydraulic fractures employing a polyurethane resin
US4976833A (en) * 1989-10-04 1990-12-11 E. I. Du Pont De Nemours And Company Electrodeposition coatings containing blocked tetramethylxylene diisocyanate crosslinker
US4984635A (en) * 1989-11-16 1991-01-15 Mobil Oil Corporation Thermal barriers for enhanced oil recovery
US5268112A (en) * 1990-12-21 1993-12-07 Union Oil Company Of California Gel-forming composition
US5199491A (en) * 1991-09-04 1993-04-06 Atlantic Richfield Company Method of using nitrile derivative for sand control
US5256729A (en) * 1991-09-04 1993-10-26 Atlantic Richfield Company Nitrile derivative for sand control
WO1995015932A1 (fr) * 1993-12-09 1995-06-15 Harima Ceramic Co., Ltd. Brique exempte de chrome
US5453536A (en) * 1994-03-10 1995-09-26 The Dow Chemical Company Polycarbamates, process for preparing polycarbamates, and process for preparing polyisocyanates
JP3580049B2 (ja) * 1996-10-08 2004-10-20 宇部興産株式会社 ゴム組成物
US20050028979A1 (en) * 1996-11-27 2005-02-10 Brannon Harold Dean Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications
US5968879A (en) * 1997-05-12 1999-10-19 Halliburton Energy Services, Inc. Polymeric well completion and remedial compositions and methods
US5981447A (en) * 1997-05-28 1999-11-09 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations
GC0000046A (en) * 1998-02-26 2004-06-30 Shell Int Research Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment.
DE19816626C2 (de) * 1998-04-15 2002-07-18 Basf Coatings Ag Mittel zum Blockieren von Polyisocyanaten, hiermit blockierte Polyisocyanate und Beschichtungsmittel, welche diese blockierten Polyisocyanate enthalten
US6098711A (en) * 1998-08-18 2000-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for sealing pipe in well bores
US6448394B1 (en) * 1998-09-24 2002-09-10 Dsm N.V. Process for the preparation of an N-alkyl or N-aryl carbamoyl derivative
EP1026188B1 (en) * 1999-02-05 2003-06-25 Kansai Paint Co., Ltd. Resin composition for coating
US6849581B1 (en) * 1999-03-30 2005-02-01 Bj Services Company Gelled hydrocarbon compositions and methods for use thereof
CN100379522C (zh) * 2000-12-01 2008-04-09 东洋橡膠工业株式会社 研磨垫及其制造方法和研磨垫用缓冲层
US7429220B2 (en) * 2001-04-13 2008-09-30 Acushnet Company Golf balls containing interpenetrating polymer networks
US6939921B2 (en) * 2001-10-16 2005-09-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Colorable elastomeric composition
US6709758B2 (en) * 2001-11-09 2004-03-23 Lord Corporation Room temperature curable X-HNBR coating
US6783911B2 (en) * 2002-01-24 2004-08-31 Kodak Polychrome Graphics Llc Isocyanate crosslinked imageable compositions
US6830105B2 (en) * 2002-03-26 2004-12-14 Halliburton Energy Services, Inc. Proppant flowback control using elastomeric component
US6908539B2 (en) * 2002-07-02 2005-06-21 E.I. Du Pont De Nemours And Company Cathodic electrocoating composition containing morpholine dione blocked polyisocyanate crosslinking agent
US6927194B2 (en) 2002-08-01 2005-08-09 Burts, Iii Boyce Donald Well kill additive, well kill treatment fluid made therefrom, and method of killing a well
US6854522B2 (en) * 2002-09-23 2005-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Annular isolators for expandable tubulars in wellbores
US7008908B2 (en) 2002-11-22 2006-03-07 Schlumberger Technology Corporation Selective stimulation with selective water reduction
US6891012B2 (en) * 2003-05-23 2005-05-10 Bayer Materialscience Llc Powder coatings produced with crosslinkers capable of curing at low temperatures and coated articles produced therefrom
DE602004019940D1 (de) * 2003-08-19 2009-04-23 Toyo Boseki Polyesterfolie
US7638467B2 (en) * 2004-08-03 2009-12-29 Intevep, S.A. Reversible gelling system and method using same during well treatments
US7163060B2 (en) * 2004-11-09 2007-01-16 Halliburton Energy Services, Inc. Difunctional phosphorus-based gelling agents and gelled nonaqueous treatment fluids and associated methods
US20060122357A1 (en) * 2004-12-08 2006-06-08 Thomas Faecke Continuous method for manufacturing an acid functional blocked solid isocyanate
JP2006342303A (ja) * 2005-06-10 2006-12-21 Nippon Paint Co Ltd カチオン電着塗料用ハジキ防止剤およびこれを含む塗料組成物
GB2427630B (en) * 2005-06-30 2007-11-07 Schlumberger Holdings Methods and materials for zonal isolation
US7493957B2 (en) * 2005-07-15 2009-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling water and sand production in subterranean wells
US7341106B2 (en) * 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
US20070023288A1 (en) * 2005-08-01 2007-02-01 Eiji Kuwano Method of forming multi-layered coating film
US7727938B2 (en) * 2006-06-09 2010-06-01 M-I L.L.C. Non-aqueous gels for consolidating and stabilizing wellbore formations
US7717180B2 (en) * 2006-06-29 2010-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Swellable elastomers and associated methods

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4410667A (en) * 1982-01-29 1983-10-18 Ppg Industries, Inc. Elastomeric coating compositions
US5986033A (en) * 1984-02-29 1999-11-16 The Baxenden Chemical Co. Blocked isocyanates
US6060445A (en) * 1997-03-31 2000-05-09 Eval Company Of America Polymer cleaning compositions and methods

Also Published As

Publication number Publication date
AU2008245793B2 (en) 2012-06-21
WO2008134371A3 (en) 2008-12-24
BRPI0810617A2 (pt) 2015-09-15
CA2684978C (en) 2012-10-02
EP2150597A2 (en) 2010-02-10
EA200971007A1 (ru) 2010-04-30
AU2008245793A1 (en) 2008-11-06
CA2684978A1 (en) 2008-11-06
EP2150597A4 (en) 2010-12-01
AR066336A1 (es) 2009-08-12
MX2009011402A (es) 2009-12-07
US20100120944A1 (en) 2010-05-13
WO2008134371A2 (en) 2008-11-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA019307B1 (ru) Способ изготовления неводного геля и способ обработки толщи пород
EP2027228B1 (en) Non aqueous gel for wellbore strenghthening
AU2007240294B2 (en) Aqueous gels for well bore strengthening
EP2981587B1 (en) Polymeric compositions for downhole applications
AU2012271322B2 (en) Composition of polybutadiene-based formula for downhole applications
EP2167605A1 (en) Use of invert epoxy emulsions for wellbore stabilization
EP2183464A2 (en) Methods of increasing fracture resistance in low permeability formations
EA019035B1 (ru) Обращенные силикатные жидкости для укрепления ствола скважины
US20180215990A1 (en) Wellbore strengthening composition
MX2010014561A (es) Metodos para retrasar el curado de los elastomeros curables sensibles a la presion.
WO2014011143A1 (en) Wellbore strengthening composition
US6702021B1 (en) Methods and drilling fluids for drilling well bores and sealing pipe strings therein
US10024135B2 (en) Electrically activated adhesive for strengthening of a subterranean wellbore
WO2010015639A1 (en) Aziridine crosslinking agents for producing non-aqueous gels and polymer beads for oilfield applications

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 KZ 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): RU