EA022412B1 - Способ цементирования подземного углеводородного пласта - Google Patents
Способ цементирования подземного углеводородного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA022412B1 EA022412B1 EA201000880A EA201000880A EA022412B1 EA 022412 B1 EA022412 B1 EA 022412B1 EA 201000880 A EA201000880 A EA 201000880A EA 201000880 A EA201000880 A EA 201000880A EA 022412 B1 EA022412 B1 EA 022412B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- formula
- formation
- group
- linking group
- dispersion
- Prior art date
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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/565—Oil-based compositions
-
- 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
- C09K8/502—Oil-based compositions
Abstract
В изобретении заявлен способ цементирования подземного углеводородного пласта, включающего несцементированные или плохо сцементированные частицы, который заключается в контактировании пласта с раствором или дисперсией кремнийорганического соединения в органическом флюиде-носителе, которое представляет собой силилированный полимер формулы (I)где каждый R независимо обозначает замещенный или незамещенный алкил, содержащий от 1 до 6 атомов углерода, или группу -C(O)R, где R имеет значения, как описано выше, n равно 0, 1 или 2, каждый А обозначает связующую алкоксигруппу, В обозначает полиоксиалкиленовую связующую группу, полиуретановую связующую группу или поли(мет)акрилатную связующую группу, где среднечисловая молекулярная масса полиоксиалкиленовой связующей группы или полиуретановой связующей группы составляет от 600 до 20000 г×моль, а среднечисловая молекулярная масса поли(мет)акрилатной связующей группы составляет от 600 до 40000 г×моль.
Description
(57) В изобретении заявлен способ цементирования подземного углеводородного пласта, включающего несцементированные или плохо сцементированные частицы, который заключается в контактировании пласта с раствором или дисперсией кремнийорганического соединения в органическом флюиде-носителе, которое представляет собой силилированный полимер формулы (I) (ΚΟ)3.ηΚ.η3ί - А - В - А - 3ϊ(ΟΕ.)3.ηΚη (I) где каждый К независимо обозначает замещенный или незамещенный алкил, содержащий от 1 до 6 атомов углерода, или группу -С(О)К, где К имеет значения, как описано выше, и равно 0, 1 или 2, каждый А обозначает связующую алкоксигруппу, В обозначает полиоксиалкиленовую связующую группу, полиуретановую связующую группу или поли(мет)акрилатную связующую группу, где среднечисловая молекулярная масса полиоксиалкилено вой связующей группы или полиуретановой связующей группы составляет от 600 до 20000 г/моль'* 1, а среднечисловая молекулярная масса поли(мет)акрилатной связующей группы составляет от 600 до 40000 г/моль'1.
Claims (22)
1. Способ цементирования подземного углеводородного пласта, включающего несцементированные или плохо сцементированные частицы, который заключается в контактировании пласта с раствором или дисперсией в органическом флюиде-носителе кремнийорганического соединения, которое представляет собой силилированный полимер формулы (I) (ΚΟ)3.ηΚη8ί - А - В - А - 8ί(ΟΚ)3.ηΚη (I) где каждый К независимо обозначает замещенный или незамещенный алкил, содержащий от 1 до 6 атомов углерода, или группу -С(С))К, где К имеет значения, как описано выше; η равно 0, 1 или 2;
каждый А обозначает связующую алкоксигруппу;
В обозначает полиоксиалкиленовую связующую группу, полиуретановую связующую группу или поли(мет)акрилатную связующую группу, где среднечисловая молекулярная масса полиоксиалкиленовой связующей группы или полиуретановой связующей группы составляет от 600 до 20000 гхмоль-1, а среднечисловая молекулярная масса поли(мет)акрилатной связующей группы составляет от 600 до 40000 гхмоль-1.
2. Способ по п.1, где органический флюид-носитель выбирают из группы, включающей нефтепродукты, такие как сырая нефть или пластовая нефть, алифатические углеводороды, такие как гексан, ароматические углеводороды, такие как толуол и бензол, и фракции нефтяного дистиллята, такие как керосин, нафта и дизельное топливо.
3. Способ по любому из предшествующих пунктов, где полимерной связующей группой В кремнийорганического соединения формулы (I) является гомополимер оксиалкилена или сополимер оксиалкилена, выбранный из группы, включающей гомополимеры оксиэтилена, гомополимеры оксипропилена, гомополимеры окситетраметилена, сополимеры этиленоксида и пропиленоксида, сополимеры этиленоксида и бутиленоксида, сополимеры пропиленоксида и бутиленоксида и сополимеры этиленоксида, пропиленоксида и бутиленоксида.
4. Способ по любому из пп.1, 2, где полимерной связующей группой В в кремнийорганическом соединении формулы (I) является линейный поли(мет)акрилатный полимер, который получают по крайней мере из одного мономера формулы СΗ2=СΗС(Ο)ΟК6, где К6 предпочтительно выбирают из метила, этила, н-пропила, изопропила, н-бутила, изобутила и трет-бутила.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, где раствор или дисперсия силилированного полимера формулы (I) включает дегидратирующий агент.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, где раствор или дисперсия силилированного полимера формулы (I) включает усилитель адгезии, который является аминопроизводным кремнийорганического соединения формулы (VI) (Κ.Ο)3.„Κ„8ί - К9 - ΝΚ.’°Κ’1 (VI) где К и η имеют значения, определенные для формулы (I);
К9 выбирают из -(СН2)Х-, где х равен целому числу от 1 до 20, предпочтительно от 1 до 8, или ^Η2)γΝΗ^Η2)ζ-, где у равен целому числу от 1 до 10, предпочтительно от 2 до 4, а ζ равен целому числу от 1 до 10, предпочтительно от 2 до 4; и
К10 и К независимо выбирают из водорода и замещенной или незамещенной алкильной группы, содержащей от 1 до 6 атомов углерода, предпочтительно от 1 до 3 атомов углерода.
7. Способ по п.6, где аминопроизводное кремнийорганического соединения формулы (VI) выбирают из группы, включающей ^(н-бутил)-3-аминопропилтриметоксисилан, №(2-аминоэтил)-3аминопропилтриметоксисилан, №(2-аминоэтил)-3 -аминопропилметилдиметоксисилан, 3 -аминопропилметилдиэтоксисилан, 3-аминопропилтриэтоксисилан и 3-аминопропилтриметоксисилан.
8. Способ по п.6 или 7, где концентрация усилителя адгезии формулы (VI) во флюиде-носителе в
- 16 022412 составе раствора или дисперсии силилированного полимера формулы (I) находится в диапазоне от 0,05 до 5 мас.%, предпочтительно от 0,2 до 2,5 мас.%.
9. Способ по любому из предшествующих пунктов, где раствор или дисперсия силилированного полимера формулы (I) содержит катализатор, который выбирают из группы, включающей катализаторы на основе оловоорганических соединений, неорганических соединений олова, органические кислоты, соли металлов и органических кислот, соединения аминов, соединения металлов группы 3В или 4А и их комбинации.
10. Способ по п.9, где катализатором является соединение диалкилолова и предпочтительно соединение диоктилолова.
11. Способ по п.10, где катализатор выбирают из группы, включающей диацетилацетонат диалкилолова, дилаурат диалкилолова, дикетонат диалкилолова и катализатор, включающий продукт реакции тетраэтилового эфира кремниевой кислоты с бис-(ацетилокси)диоктилстаннаном.
12. Способ по п.9, где катализатор включает органическую карбоновую кислоту, предпочтительно алифатическую карбоновую кислоту.
13. Способ по п.12, где карбоновую кислоту выбирают из группы, включающей уксусную кислоту, щавелевую кислоту, масляную кислоту, винную кислоту, малеиновую кислоту, каприловую кислоту, неодекановую кислоту и олеиновую кислоту.
14. Способ по п.9, где катализатор включает титанорганическое соединение.
15. Способ по любому из предшествующих пунктов, где концентрация кремнийорганического соединения формулы (I) в органическом флюиде-носителе в составе раствора или дисперсии силилированного полимера формулы (I) находится в диапазоне от 0,1 до 50 мас.%, предпочтительно от 2 до 30 мас.%, более предпочтительно от 5 до 20 мас.%.
16. Способ по любому из предшествующих пунктов, где пласт содержит избыток воды и в пласт перед контактированием пласта с раствором или дисперсией силилированного полимера формулы (I) закачивают органический промывочный флюид.
17. Способ по любому из предшествующих пунктов, где пласт является смоченным углеводородами и где в пласт перед контактированием пласта с раствором или дисперсией силилированного полимера формулы (I) последовательно закачивают первый, второй и третий промывочные флюиды, причем первый промывочный флюид представляет собой общий растворитель для воды и нефтепродукта, такой как монобутиловый эфир этиленгликоля (МБЭЭГ), второй промывочный флюид представляет собой солевой раствор, а третий промывочный флюид представляет собой органический флюид.
18. Способ по любому из предшествующих пунктов, где органический промывочный флюид закачивают в пласт после контактирования пласта с раствором или дисперсией силилированного полимера формулы (I).
19. Способ по любому из пп.16-18, где органические промывочные флюиды, которые закачивают в пласт перед или после закачивания раствора или дисперсии силилированного полимера формулы (I), выбирают из группы, включающей сырую нефть, пластовую нефть, алифатические углеводороды, такие как гексан, ароматические углеводороды, такие как толуол и бензол или продукты перегонки нефти, такие как керосин, нафта или дизельное топливо.
20. Способ по любому из пп.16-19, включающий следующие стадии:
(а) закачивание органического промывочного флюида в пласт через эксплуатационную скважину или через нагнетательную скважину;
(б) закачивание в пласт достаточного количества раствора или дисперсии силилированного полимера формулы (I) через эксплуатационную скважину или нагнетательную скважину для цементирования соседних со стволом скважины участков в пласте;
(в) закрытие скважины в течение периода 1-24 ч, достаточного для гидролиза кремнийорганического соединения формулы (I) и цементирования частиц пласта;
(г) необязательное закачивание промывочного флюида после обработки в пласт.
21. Способ по п.20, где скважину закрывают в течение периода от 2 до 10 ч, предпочтительно от 3 до 6 ч.
22. Способ по любому из предшествующих пунктов, где пласт включает более 85% песчаника, предпочтительно более 95% песчаника.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP07254709A EP2067836A1 (en) | 2007-12-05 | 2007-12-05 | Process for consolidating sand |
PCT/GB2008/003976 WO2009071876A1 (en) | 2007-12-05 | 2008-11-28 | Process for consolidating sand |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201000880A1 EA201000880A1 (ru) | 2010-12-30 |
EA022412B1 true EA022412B1 (ru) | 2015-12-30 |
Family
ID=39327370
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201000880A EA022412B1 (ru) | 2007-12-05 | 2008-11-28 | Способ цементирования подземного углеводородного пласта |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8708044B2 (ru) |
EP (2) | EP2067836A1 (ru) |
CA (1) | CA2707019A1 (ru) |
EA (1) | EA022412B1 (ru) |
WO (1) | WO2009071876A1 (ru) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011089878A1 (ja) * | 2010-01-19 | 2011-07-28 | 株式会社カネカ | 硬化性組成物 |
US8875786B2 (en) | 2010-03-24 | 2014-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sand control in injection wells |
US8936087B2 (en) | 2010-03-24 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sand control in injection wells |
US8950488B2 (en) * | 2010-07-13 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymerizing and anchoring a water-soluble polymer to an in-place mineral surface of a well |
WO2015041671A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Latent curing agent compatible with low ph frac fluids |
US10316240B2 (en) * | 2013-12-09 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidizing with silane treatment to control fines migration in a well |
DE102014208814A1 (de) * | 2014-05-09 | 2015-11-12 | Tesa Se | Primer zur Verbesserung der Adhäsion von Klebebändern auf hydrophilen Oberflächen |
US9676992B2 (en) | 2014-06-10 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of resin curing |
US9850424B2 (en) * | 2014-06-18 | 2017-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silane compositions for use in subterranean formation operations |
WO2016053346A1 (en) * | 2014-10-03 | 2016-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed curing silane-based curable resin system |
WO2017078560A1 (ru) | 2015-11-02 | 2017-05-11 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ гидроразрыва пласта (варианты) |
US10844273B2 (en) * | 2016-08-16 | 2020-11-24 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Chemistry for fines and water control |
JP2020515745A (ja) * | 2017-03-27 | 2020-05-28 | サウジ アラビアン オイル カンパニー | 石油製品による砂の固結 |
CN108018032B (zh) * | 2017-12-29 | 2020-10-09 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司 | 一种用于油基钻井液的降滤失剂及其制备方法 |
JP6883872B2 (ja) * | 2018-01-12 | 2021-06-09 | 積水フーラー株式会社 | 硬化性組成物及び塗膜防水剤 |
US11939517B2 (en) | 2021-04-28 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Porous polyurethane for consolidation of material in subterranean formations |
US11932809B1 (en) | 2022-08-29 | 2024-03-19 | Saudi Arabian Oil Company | Curable hybrid chemical resin for sand consolidation |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6439309B1 (en) * | 2000-12-13 | 2002-08-27 | Bj Services Company | Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations |
US6642309B2 (en) * | 2001-08-14 | 2003-11-04 | Kaneka Corporation | Curable resin composition |
GB2419614A (en) * | 2004-10-29 | 2006-05-03 | Statoil Asa | Organosilane based composition for consolidation |
US20060124303A1 (en) * | 2004-12-12 | 2006-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3032499A (en) * | 1958-05-23 | 1962-05-01 | Western Co Of North America | Treatment of earth formations |
US3805531A (en) * | 1970-12-21 | 1974-04-23 | Minnesota Mining & Mfg | Consolidation of mineral aggregate |
US5554686A (en) | 1993-08-20 | 1996-09-10 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Room temperature curable silane-terminated polyurethane dispersions |
US6197912B1 (en) | 1999-08-20 | 2001-03-06 | Ck Witco Corporation | Silane endcapped moisture curable compositions |
DE10115698A1 (de) | 2001-03-29 | 2002-10-10 | Degussa | Metallfreie silanterminierte Polyurethane, ein Verfahren zu deren Herstellung und deren Anwendung |
US6844413B2 (en) | 2002-06-18 | 2005-01-18 | Bayer Materialscience Llc | Moisture-curable, polyether urethanes with reactive silane groups and their use as sealants, adhesives and coatings |
AU2005254780C1 (en) | 2004-06-17 | 2010-01-14 | Equinor Energy As | Well treatment |
AU2005254781C1 (en) * | 2004-06-17 | 2009-12-03 | Equinor Energy As | Well treatment |
GB2422857B (en) | 2005-02-02 | 2007-02-14 | Statoil Asa | Well treatment to control water production |
-
2007
- 2007-12-05 EP EP07254709A patent/EP2067836A1/en not_active Ceased
-
2008
- 2008-11-28 CA CA2707019A patent/CA2707019A1/en not_active Abandoned
- 2008-11-28 EP EP08858317.4A patent/EP2220190B1/en not_active Not-in-force
- 2008-11-28 EA EA201000880A patent/EA022412B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-11-28 WO PCT/GB2008/003976 patent/WO2009071876A1/en active Application Filing
- 2008-11-28 US US12/734,958 patent/US8708044B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6439309B1 (en) * | 2000-12-13 | 2002-08-27 | Bj Services Company | Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations |
US6642309B2 (en) * | 2001-08-14 | 2003-11-04 | Kaneka Corporation | Curable resin composition |
GB2419614A (en) * | 2004-10-29 | 2006-05-03 | Statoil Asa | Organosilane based composition for consolidation |
US20060124303A1 (en) * | 2004-12-12 | 2006-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20110017461A1 (en) | 2011-01-27 |
US8708044B2 (en) | 2014-04-29 |
EA201000880A1 (ru) | 2010-12-30 |
EP2220190A1 (en) | 2010-08-25 |
CA2707019A1 (en) | 2009-06-11 |
EP2067836A1 (en) | 2009-06-10 |
WO2009071876A1 (en) | 2009-06-11 |
EP2220190B1 (en) | 2013-11-06 |
WO2009071876A8 (en) | 2010-07-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA022412B1 (ru) | Способ цементирования подземного углеводородного пласта | |
US20170198194A1 (en) | Asphaltene inhibitors for squeeze applications | |
US7964539B2 (en) | Well treatment | |
RU2670804C9 (ru) | Способ применения содержащих металл агентов для модификации поверхности при обработке подземных пластов | |
CA3062357C (en) | Improved method of removing hydrogen sulfide | |
US7981979B2 (en) | Siloxane cross-linked demulsifiers | |
CA2705198A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
RU2013153725A (ru) | Расклинивающий наполнитель с полимерным покрытием и способы применения | |
US8772204B2 (en) | Fluorosurfactants and treatment fluids for reduction of water blocks, oil blocks, and/or gas condensates and associated methods | |
CN1429927A (zh) | 阻止取代的环四硅氧烷聚合的稳定剂 | |
WO2011037832A2 (en) | Foamers for downhole injection | |
KR20140001982A (ko) | 폴리테트라히드로벤족사진 및 비스테트라히드로벤족사진, 및 연료 또는 윤활제에 대한 첨가제로서의 그의 용도 | |
JP5353240B2 (ja) | 重合体組成物 | |
US11932809B1 (en) | Curable hybrid chemical resin for sand consolidation | |
US20120067586A1 (en) | Aqueous foaming compositions with high tolerance to hydrocarbons | |
RU2012143606A (ru) | Отверждаемая композиция | |
WO2014085187A1 (en) | Methods for controlling unconsolidated particulates in a subterranean formation | |
AU2009270989A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas |
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 RU |