EA027874B1 - Способ осуществления бурения и заканчивания скважины с использованием смоляных композиций с заданными характеристиками - Google Patents
Способ осуществления бурения и заканчивания скважины с использованием смоляных композиций с заданными характеристиками Download PDFInfo
- Publication number
- EA027874B1 EA027874B1 EA201490207A EA201490207A EA027874B1 EA 027874 B1 EA027874 B1 EA 027874B1 EA 201490207 A EA201490207 A EA 201490207A EA 201490207 A EA201490207 A EA 201490207A EA 027874 B1 EA027874 B1 EA 027874B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- density
- liquid resin
- composition containing
- formation
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000011342 resin composition Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 43
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 24
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 20
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 18
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 18
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 7
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 claims description 7
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 5
- 229920006122 polyamide resin Polymers 0.000 claims description 4
- SHKUUQIDMUMQQK-UHFFFAOYSA-N 2-[4-(oxiran-2-ylmethoxy)butoxymethyl]oxirane Chemical compound C1OC1COCCCCOCC1CO1 SHKUUQIDMUMQQK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HIGURUTWFKYJCH-UHFFFAOYSA-N 2-[[1-(oxiran-2-ylmethoxymethyl)cyclohexyl]methoxymethyl]oxirane Chemical compound C1OC1COCC1(COCC2OC2)CCCCC1 HIGURUTWFKYJCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KUAUJXBLDYVELT-UHFFFAOYSA-N 2-[[2,2-dimethyl-3-(oxiran-2-ylmethoxy)propoxy]methyl]oxirane Chemical compound C1OC1COCC(C)(C)COCC1CO1 KUAUJXBLDYVELT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LCFVJGUPQDGYKZ-UHFFFAOYSA-N Bisphenol A diglycidyl ether Chemical compound C=1C=C(OCC2OC2)C=CC=1C(C)(C)C(C=C1)=CC=C1OCC1CO1 LCFVJGUPQDGYKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K calcium;sodium;phosphate Chemical compound [Na+].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 2
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 abstract description 13
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 abstract 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 7
- PISLZQACAJMAIO-UHFFFAOYSA-N 2,4-diethyl-6-methylbenzene-1,3-diamine Chemical compound CCC1=CC(C)=C(N)C(CC)=C1N PISLZQACAJMAIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- -1 aliphatic amines Chemical class 0.000 description 5
- 150000001282 organosilanes Chemical class 0.000 description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 4
- FUIQBJHUESBZNU-UHFFFAOYSA-N 2-[(dimethylazaniumyl)methyl]phenolate Chemical compound CN(C)CC1=CC=CC=C1O FUIQBJHUESBZNU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RNLHGQLZWXBQNY-UHFFFAOYSA-N 3-(aminomethyl)-3,5,5-trimethylcyclohexan-1-amine Chemical compound CC1(C)CC(N)CC(C)(CN)C1 RNLHGQLZWXBQNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007983 Tris buffer Substances 0.000 description 3
- 150000004982 aromatic amines Chemical class 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 3
- 150000001244 carboxylic acid anhydrides Chemical class 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N diglycidyl ether Chemical compound C1OC1COCC1CO1 GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- BDJRBEYXGGNYIS-UHFFFAOYSA-N nonanedioic acid Chemical compound OC(=O)CCCCCCCC(O)=O BDJRBEYXGGNYIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- BPSIOYPQMFLKFR-UHFFFAOYSA-N trimethoxy-[3-(oxiran-2-ylmethoxy)propyl]silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCOCC1CO1 BPSIOYPQMFLKFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N (3-aminopropyl)triethoxysilane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCN WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MUTGBJKUEZFXGO-OLQVQODUSA-N (3as,7ar)-3a,4,5,6,7,7a-hexahydro-2-benzofuran-1,3-dione Chemical compound C1CCC[C@@H]2C(=O)OC(=O)[C@@H]21 MUTGBJKUEZFXGO-OLQVQODUSA-N 0.000 description 1
- SJECZPVISLOESU-UHFFFAOYSA-N 3-trimethoxysilylpropan-1-amine Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCN SJECZPVISLOESU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MWSKJDNQKGCKPA-UHFFFAOYSA-N 6-methyl-3a,4,5,7a-tetrahydro-2-benzofuran-1,3-dione Chemical compound C1CC(C)=CC2C(=O)OC(=O)C12 MWSKJDNQKGCKPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LGRFSURHDFAFJT-UHFFFAOYSA-N Phthalic anhydride Natural products C1=CC=C2C(=O)OC(=O)C2=C1 LGRFSURHDFAFJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 229920002732 Polyanhydride Polymers 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- ORLQHILJRHBSAY-UHFFFAOYSA-N [1-(hydroxymethyl)cyclohexyl]methanol Chemical compound OCC1(CO)CCCCC1 ORLQHILJRHBSAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 1
- JHIWVOJDXOSYLW-UHFFFAOYSA-N butyl 2,2-difluorocyclopropane-1-carboxylate Chemical compound CCCCOC(=O)C1CC1(F)F JHIWVOJDXOSYLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229910002026 crystalline silica Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002460 imidazoles Chemical class 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010813 municipal solid waste Substances 0.000 description 1
- SLCVBVWXLSEKPL-UHFFFAOYSA-N neopentyl glycol Chemical compound OCC(C)(C)CO SLCVBVWXLSEKPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 150000003510 tertiary aliphatic amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B26/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing only organic binders, e.g. polymer or resin concrete
- C04B26/02—Macromolecular compounds
- C04B26/10—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C04B26/14—Polyepoxides
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Epoxy Resins (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Способ заканчивания буровых скважин, проходящих через зоны узкого градиента давления гидроразрыва в подземной формации, после бурения с буровым раствором на нефтяной основе для добычи углеводородов. Способ включает использование композиции на основе эпоксидной смолы с контролируемыми реологическими свойствами и плотностью, что обеспечивает низкую эквивалентную плотность циркуляции и совместимость с буровым раствором на нефтяной основе. Композиция действует как заменитель цемента в операциях цементирования, включая прикрепление обсадной колонны к буровой скважине, разобщение пластов и укрепление.
Description
Настоящее изобретение относится к композициям и способам бурения, цементирования и укрепления буровых скважин в подземных формациях, в частности в углеводородоносных формациях. Более подробно, настоящее изобретение относится к цементированию стволов скважин в скважинах с узким градиентом давления гидроразрыва.
Предшествующий уровень техники
Глобальные экономические условия требуют новаторских и современных способов стабилизации стволов скважин в целях уменьшения общих затрат, связанных с сооружением и сроком службы буровой скважины. Стабилизация подразумевает предотвращение нежелательного проникновения жидкости или газа в ствол скважины или из него, предотвращение проникновения потока твердых частиц в ствол скважины и уменьшение разрушения формаций при сжатии или растяжении.
Стабильность ствола скважины зависит от механического и химического взаимодействия скважинных флюидов и стенок ствола самой скважины. Стабильный ствол скважины очень важен на этапах бурения, завершения и эксплуатации для максимального использования экономического потенциала буровой скважины.
При бурении нестабильность ствола скважины может возникнуть вследствие непреднамеренного использования бурового раствора с неподходящим удельным весом. Использование буровых растворов с чрезмерно высоким удельным весом может привести к гидроразрыву формации и вытеканию бурового раствора в формацию. Эта проблема может также возникнуть во время цементирования, когда гидростатическое давление длинных столбов цемента превышает давление гидравлического разрыва формации, потенциально приводя к полной потере жидкого цементного раствора, вытекшего в формацию. Использование буровых растворов со слишком низким удельным весом может привести к притоку воды и газа формации, а в некоторых случаях к проникновению потока отдельных твердых частиц в ствол скважины. Этот поток частиц может привести к расширению ствола скважины и затруднить завершение скважины. Кроме того, могут возникнуть проблемы во время цементирования, что грозит проникновением воды/газа в цементную колонну. В тяжелых случаях эти флюиды могут мигрировать в верхнюю часть цементной колонны, вызывая непропорциональное или неполное разобщение пластов. Такая миграция флюидов негативно сказывается на предназначении цементирования и может привести к серьезным технологическим осложнениям в течение всего срока службы буровой скважины.
Эти проблемы усиливаются в ситуациях, когда между давлением гидравлического разрыва формации и поровым давлением имеется узкое окно. В таких зонах с узким градиентом гидроразрыва затрудняется сохранение надлежащего удельного веса бурового раствора для контролирования потока пластового флюида без разрыва формации. В настоящем документе термин градиент давления гидроразрыва означает гидравлическое давление на единицу глубины, которое необходимо создать в подземном пласте, чтобы вызвать в нем разрывы. В настоящем документе термин зона с узким градиентом давления гидроразрыва следует понимать как область подземной формации, где формация имеет давление гидравлического разрыва и поровое давление, которые отличаются менее чем на 1 фунт/галлон в эквивалентном весе относительно узкого градиента давления гидроразрыва и менее чем на 500 фунтов на квадратный дюйм в других единицах.
Мексиканский залив претерпевает большие трудности с проблемами узкого градиента давления гидроразрыва, хотя такие проблемы существуют по всему миру. В Мексиканском заливе зоны узкого градиента давления гидроразрыва обнаружены менее чем в 2000 футах ниже уровня дна моря. Такие зоны притока мелких вод (8АР) образуются из песка и ила, выветриваемых из континентального шельфа и оседающих поверх более старых глубоководных формаций. С течением времени многие слои формировались как пласты из обломочных осадков с постепенным уменьшением размера частиц, причем наиболее тяжелые частицы оседали на дне. Образование последовательных слоев уплотняло и оказывало сильное давление на осадочные породы. Во время бурения проникновение создает поток через слои, вызывая возможность протирания колонны, изгиба или обрушения во время бурения, цементирования или работы скважины. Если зоны 8АР угрожают стабильности ствола скважины, то может быть потеряна вся скважина.
Обычно операторы очень тщательно контролируют процессы бурения и цементирования, чтобы противодействовать различным проблемам, связанным с зонами 8АР и другими типами зон узкого градиента давления гидроразрыва. Цементирование направлено на обеспечение прочной изоляции между цементом и формацией и между цементом и обсадной колонной, а также на обеспечение прочной оболочки, чтобы продлить срок службы скважины. Принципиальной проблемой в приготовлении бурового раствора является узкое окно между градиентом давления гидравлического разрыва и поровым давлением. Например, градиент давления гидроразрыва зоны может ограничивать плотность бурового раствора до 12 фунтов/галлон, в то время как поровое давление формации может вымывать буровой раствор с плотностью менее чем 11,5 фунтов/галлон.
При первичных операциях цементирования в скважине цементируют колонну труб, такую как обсадная колонна. Композицию гидравлического цемента закачивают в затрубное пространство между
- 1 027874 стенками ствола скважины и внешней стороной колонны труб, расположенной в ней. Цементной композиции дают застыть в затрубном пространстве, тем самым образуя в нем кольцевую оболочку из затвердевшего практически непроницаемого цемента. Цементная оболочка физически поддерживает трубу и определяет ее положение в стволе скважины и прикрепляет трубу к стенкам ствола скважины, предотвращая нежелательную миграцию флюидов между зонами или формациями, пробитыми стволом скважины.
В скважинах, которые проходят через формации с зонами узкого градиента давления гидроразрыва, операторы часто используют цементные композиции с легким весом, такие как цементные пены, в попытке предотвратить превышение градиента давления гидроразрыва пласта гидростатическим давлением, оказываемым на стенки ствола скважины. Операторы могут также уменьшить проницаемость таких пластов, чтобы предотвратить поступление текучих сред в стволы скважин или их вытекание при закачивании цементных или смоляных композиций в пласт, позволяя этим композициям затвердевать в пласте.
Другая проблема, усиливающаяся в зонах узкого градиента давления гидроразрыва, заключается в несовместимости цемента с буровыми растворами на нефтяной основе. Буровые растворы на нефтяной основе обычно используют для бурения набухающих или осыпающихся сланцев, в соляных, гипсовых, ангидритных или других эвапоритовых формациях, формациях, содержащих сероводород, и в высокотемпературных скважинах (более 300 градусов по Фаренгейту (°Р)), а также могут использоваться в других скважинах, проходящих через подземные формации. Таким образом, буровые растворы на нефтяной основе обычно используются при бурении через формации, имеющие зоны узкого градиента давления гидроразрыва. С другой стороны, цемент смешивается и используется в виде суспензии на водной основе, что очевидно несовместимо с буровыми растворами на нефтяной основе. Следовательно, необходимо использовать буферные растворы, чтобы изменить характер смачиваемости породы и обсадной колонны от смачиваемый нефтью к смачиваемый водой в скважинах, пробуренных с использованием буровых растворов на нефтяной основе, перед тем как вливать цемент. В противном случае будет иметь место плохое связывание между цементом и обсадной колонной и/или формацией, если обсадная колонна/формация окажутся не смачиваемыми водой.
Продолжает существовать потребность в композициях и способах улучшения процессов бурения и цементирования при прохождении зон узкого градиента.
Сущность изобретения
Данное изобретение обеспечивает улучшенные способы выполнения операций заканчивания скважины при прохождении зон узкого градиента давления гидроразрыва в подземных формациях после бурения с использованием буровых растворов на нефтяной основе. В данном документе термин цементирование или операции по цементированию следует в основном понимать как операции по обсаживанию буровой скважины, а также операции по цементированию буровой скважины, если не указано иное. В частности, в настоящем изобретении предложена композиция, альтернативная цементу, и способ, который позволяет лучше контролировать эквивалентную плотность циркуляции бурового раствора (ЕСЭ) в зонах узкого градиента давления гидроразрыва или буровых скважинах, и который совместим с буровыми растворами на нефтяной основе.
В данном изобретении предложена система на основе эпоксидной смолы. Плотность контролируется путем добавления твердой фазы. Согласно способу изобретения, посредством комбинирования твердой фазы с переменной плотностью и размерами частиц плотность смолы доводят приблизительно до плотности бурового раствора, используемого при бурении.
В общем, смоляная система настоящего изобретения является легко настраиваемой, с контролируемыми реологическими свойствами и плотностью, что обеспечивает совместимость с буровыми растворами на нефтяной основе. Эта совместимость уменьшает потребность в буферных жидкостях, которые обычно необходимо использовать, когда цемент закачивается в скважину, пробуренную с использованием бурового раствора на нефтяной основе, чтобы сделать поверхности, соприкасавшиеся с буровым раствором на нефтяной основе, смачиваемыми водой.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
Система на основе эпоксидной смолы, используемая в операциях заканчивания скважины по настоящему изобретению, включает эпоксидную смолу. В одном варианте система на основе эпоксидной смолы включает также аминный отвердитель и аминный ускоритель. Хотя для создания смоляной композиции могут быть использованы различные жидкости, содержащие эпоксид, предпочтительными являются такие жидкости как диглицидиловый эфир 1,4-бутандиола, диглицидиловый эфир неопентилгликоля, диглицидиловый эфир бисфенола А и диглицидиловый эфир циклогександиметанола. Подходящая эпоксид-содержащая жидкость, состоящая из диглицидилового эфира 1,4-бутандиола, серийно производится фирмой §Ье11 СЬетюа1 Сотрапу под товарным знаком НЕЬОХУ® 67. Эта эпоксидсодержащая жидкость имеет вязкость при 25°С в диапазоне от примерно 13 до примерно 18 сП, молекулярную массу 202 и включает один грамм-эквивалент эпоксида на примерно 120-130 г жидкости. Подходящий диглицидиловый эфир неопентилгликоля серийно производится фирмой §Ье11 СНеииса! Сотрапу под товар- 2 027874 ным знаком НЕЬОХУ® 68. Эта эпоксидсодержащая жидкость имеет вязкость при 25°С в диапазоне от примерно 13 до примерно 18 сП, молекулярную массу 216 и включает один грамм-эквивалент эпоксида на примерно 130-140 г жидкости. Подходящий диглицидиловый эфир циклогександиметанола серийно производится фирмой §йе11 Сйет1еа1 Сотрапу под товарным знаком НЕЬОХУ® 107. Эта эпоксидсодержащая жидкость имеет вязкость при 25°С в диапазоне от примерно 55 до примерно 75 сП, молекулярную массу 256 и включает один грамм-эквивалент эпоксида на примерно 155-165 г жидкости. Когда эпоксидсодержащая жидкость или смесь используется в качестве единственного источника эпоксида в композиции на основе эпоксидной смолы по данному изобретению, эпоксидсодержащая жидкость или смесь обычно присутствует в количестве от примерно 20% до примерно 80 вес.% эпоксидной композиции и предпочтительно в количестве примерно 50%.
В композициях на основе эпоксидной смолы по настоящему изобретению, содержащих вышеописанные эпоксидсодержащие материалы, могут быть использованы различные отверждающие агенты, включая без ограничения алифатические амины, амид амины, амидоамины, имидазолы, третичные алифатические амины, ароматические амины, циклоалифатические амины, гетероциклические амины, полиамиды, полиэтиламины и ангидриды карбоновых кислот. Из них алифатические амины, ароматические амины и ангидриды карбоновых кислот являются наиболее подходящими.
Примерами алифатических и ароматических аминных отверждающих агентов являются триэтилентетрамин, этилендиамин, Ν-кокоалкилтриметилендиамин, изофорондиамин, диэтилтолуолдиамин и трис(диметиламинометилфенол). Примерами подходящих ангидридов карбоновых кислот являются метилтетрагидрофталевый ангидрид, гексагидрофталевый ангидрид, малеиновый ангидрид, полиангидрид азелаиновой кислоты и фталевый ангидрид. Из них триэтилентетрамин, этилендиамин, Ν-кокоалкилтриметилендиамин, изофорондиамин, диэтилтолуолдиамин и трис(диметиламинометилфенол) являются предпочтительными, причем изофорондиамин, диэтилтолуолдиамин и трис(диметиламинометилфенол) являются наиболее предпочтительными. Отверждающие агенты или используемые агенты включены в композиции на основе эпоксидных смол по настоящему изобретению в количестве от примерно 20% до примерно 50 вес.% композиций.
В одном варианте осуществления композиция на основе эпоксидной смолы настоящего изобретения содержит аминный ускоритель, такой как диэтилтолуолдиамин, в качестве неограничивающего примера. Композиция на основе эпоксидной смолы изобретения также может содержать дисперсный наполнитель, такой как кристаллический кремнезем, аморфный кремнезем, глина, карбонат кальция или барит. Присутствующий на рынке продукт §ТЕЕЬ§ЕЛЬ®, эластичный материал на углеродной основе для борьбы с поглощением, поставляемый компанией НаШЪийоп 1пс. в Дункане, Оклахома, и Хьюстоне, Техас, также может использоваться в качестве наполнителя в настоящем изобретении.
При использовании наполнителя его добавляют к эпоксидной композиции по настоящему изобретению в количестве от примерно 100% до примерно 300 вес.% композиции. В композицию на основе эпоксидной смолы может быть дополнительно включен органосилан. Органосилан функционирует в смоле, чтобы придать композициям высокую силу связывания поверхностей подземных пластов. Органосилан подвергается гидролизу в присутствии следовых количеств воды, в результате чего образуются триалкоксисиланолы, которые обезвоживаются и образуют прочные связи. То есть обезвоживание приводит к образованию связей с диоксидом кремния в пластах. Подходящие органосиланы включают 3аминопропилтриметоксисилан, 3 -аминопропилтриэтоксисилан, Ш2-(аминоэтил)-3 -аминопропилтриэтоксисилан и 3-глицидоксипропилтриметоксисилан. Из них 3-глицидоксипропилтриметоксисилан предпочтителен. При использовании органосилан включают в композицию на основе эпоксидной смолы по данному изобретению в количестве от примерно 0,1% до примерно 5 вес.% смоляной композиции, предпочтительно в количестве примерно 0,5%.
Плотность композиции на основе эпоксидной смолы контролируют путем добавления твердой фазы. В соответствии со способом настоящего изобретения посредством комбинирования твердой фазы с различными плотностью и размерами частиц вместе с суспендирующими агентами плотность смолы доводят примерно до плотности бурового раствора, используемого при бурении. Как правило, применение более мелких частиц и большего процентного содержания твердой фазы приводит к увеличению или повышению реологических свойств. Более крупные частицы вносят меньший вклад в реологические свойства смол, но более склонны к осаждению при температуре отверждения эпоксида. Таким образом достигается равновесие в частицах для получения желаемой плотности. Не ограничивающие примеры твердой фазы, которые могут быть использованы для этой цели в изобретении, включают кварцевую муку, микронизированный песок, песок с фракциями разных размеров, барит, карбонат кальция, гранулы полистирола, гематит, четырехокись марганца, графит. Полые стеклянные сферы также могут быть использованы для понижения плотности, даже ниже плотности чистой смолы. Для облегчения вытеснения часто используют цемент на 0,5-1,0 фунт/галлон тяжелее, чем используемый буровой раствор. Но в идеале реологические свойства бурового раствора и цемента или бурового раствора и смолы по изобретению будут одинаковыми.
Преимуществом настоящего изобретения является гибкость, с которой композиция на основе эпок- 3 027874 сидной смолы по изобретению допускает регулирование плотности и реологических свойств композиции. Такая гибкость позволяет использовать композицию для заканчивания стволов скважин, проходящих через зоны узкого градиента с существенным уменьшением или даже устранением риска гидравлического разрыва зоны, который был бы связан с цементированием скважины цементом из уровня техники. Еще одним преимуществом настоящего изобретения является совместимость с буровыми растворами на нефтяной основе, так что при использовании отсутствует необходимость в применении буферных растворов или обработке поверхностей, с которыми контактировали буровые растворы на нефтяной основе, чтобы сделать их смачиваемыми водой. Как говорилось ранее, цемент, который используют для цементирования, известный из уровня техники, представляет собой состав на водной основе, и для надлежащей адгезии должны быть удалены следы бурового раствора на нефтяной основе.
В настоящем изобретении предложены усовершенствованные способы выполнения операций заканчивания скважины при узких градиентах давления гидравлического разрыва в подземных формациях после бурения с буровыми растворами на нефтяной основе.
Эффективность изобретения дополнительно продемонстрирована на следующих примерах.
Была получена композиция основы или чистой эпоксидной смолы, включающая 100 г эпоксидной смолы, в этом примере - диглицидилового эфира циклогександиметанола, 28 г аминного отвердителя, в этом примере - диэтилтолуолдиамина, и 3,5 г аминного ускорителя, в данном примере - 2,4,6тридиметиламинометилфенола. Этот состав основы (также называемый здесь чистая смола) имел плотность 8,9 фунт/галлон. К этому составу основы добавляли различные твердые фазы для изменения и регулирования плотности состава, как указано ниже в табл. 1, чтобы образовать разные композиции на основе эпоксидной смолы согласно изобретению.
Таблица 1. Композиции смол с различной плотностью
| ОБРАЗЕЦ | А | В | с | ϋ | Е |
| Чистая смола, % об. | 92 | 85 | 78 | 75 | 74 |
| Кварцевая мука (200 меш), % об. О50 примерно 75 мкм | 20 | 19 | 13 | ||
| Микронизированный песок, % об. О50 примерно 10 мкм | 8 | 15 | |||
| Барит, % об. | — | 2 | 6 | 13 | |
| Суспендирующий агент из полиамидной смолы, фунт/баррель | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |
| Плотность флюида, фунт/галлон | 10,0 | 11,0 | 12,1 | 13,0 | 14,1 |
В каждом составе из табл. 1 использованы различные комбинации твердых частиц для достижения желаемой плотности смолы. В то же время эти составы показали минимальное наблюдаемое расслоение и сохраняли приемлемые реологические свойства, подобные свойствам бурового раствора, как указано ниже в табл. 2. В табл. 2 также приведены определенные экспериментальным путем значения прочности на сжатие каждого образца. Прочность на сжатие является мерой прочности отвержденного материала, и ее измеряли после отверждения образца в кубической пресс-форме в течение 24 ч при 160°Е. Прочность на сжатие больше чем примерно 500 фунтов на квадратный дюйм считается допустимой для целей настоящего изобретения.
Таблица 2. Реологические свойства по Раии 35 при 120°Е и прочность на сжатие смоляных композиций
| ОБРАЗЕЦ | Чистая смола | А | В | С | ϋ | Е |
| 600 оборотов в минуту | 83 | 158 | 291 | 159 | 198 | 201 |
| 300 оборотов в минуту | 41 | 82 | 104 | 83 | 102 | 104 |
| 200 оборотов в минуту | 26 | 56 | 70 | 56 | 69 | 71 |
| 100 оборотов в минуту | 11 | 30 | 36 | 30 | 35 | 37 |
| 6 оборотов в минуту | 2 | 3 | 3 | 4 | 3 | 3 |
| 3 оборота в минуту | 1 | 2 | 2 | 3 | 2 | 2 |
| Пластическая вязкость, сП | 42 | 76 | 100 | 76 | 96 | 97 |
| Предел текучести, фунтов/100 кв. футов | 0 | 6 | 4 | 7 | 6 | 7 |
| Прочность на сжатие, фунтов на кв. дюйм | > 3750 | > 3750 | > 3750 | > 3750 | > 3750 | > 3750 |
Результаты, приведенные в табл. 2, показывают, что задаваемые композиции с высокой прочностью
- 4 027874 на сжатие могут быть получены с контролируемыми плотностью и реологическими свойствами и последующими преимуществами ЕСИ, согласно настоящему изобретению. Эти результаты приведены в качестве примеров и не представляют единственно возможные приемлемые композиции, которые могут быть получены в соответствии с изобретением.
Дальнейшие примеры демонстрируют совместимость композиций согласно изобретению с буровыми растворами на нефтяной основе (ОВМ) и последующий потенциал этих композиций в совершении усиленного связывания.
Композицию основы или чистой эпоксидной смолы получали, как описано выше (см. табл. 1), а затем загрязняли буровым раствором на нефтяной основе и отверждали при 160°Е в течение 24 ч в кубической пресс-форме. Результаты тестирования совместимости с буровым раствором приведены в табл. 3.
Таблица 3. Совместимость систем смолы с ОВМ
| ОБРАЗЕЦ | Р | О | Н | |
| Чистая смола, % об. | 67,5 | 65 | 68 | 50 |
| Кварцевая мука (200 меш), % об. О50 примерно 75 мкм | 27,5 | 25 | 12 | 20 |
| ΕΝΟΟΡΕ® 14 фунт/галлон ОВМ, % об., поставляется НаШЬиНоп Епегду Вел/юев, 1пс. в Дункане, Оклахома, и Хьюстоне, Техас | 5 | 10 | 20 | 30 |
| Суспендирующий агент из полиамидной смолы, фунт/баррель | 2 | 2 | 2 | 2 |
| Прочность на сжатие | >3750 | >3750 | >3750 | >3750 |
Табл. 3 показывает, что даже при 30 об.% загрязнении буровым раствором композиции на основе эпоксидной смолы по изобретению сохраняли приемлемую прочность на сжатие. В образцах с существенным содержанием бурового раствора (20 и 30%) наблюдалась некоторая степень разделения между буровым раствором и смоляной композицией. Однако, несмотря на это разделение, отвердевший куб был твердым без остатка жидкого компонента. Разделение привело лишь к визуальному различию между слоями отвержденного куба.
Вышеприведенное описание изобретения предназначено для описания предпочтительных вариантов осуществления. Различные изменения могут быть внесены в частные аспекты описанных флюидов и способов применения без отступления от объема настоящего изобретения, определенного в прилагаемой формуле.
Claims (19)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ осуществления бурения и заканчивания буровой скважины для добычи углеводородов в подземной формации, в котором подземная формация имеет одну или несколько зон узкого градиента давления гидроразрыва, представляющих собой области подземной формации, где формация имеет давление гидравлического разрыва и поровое давление, которые отличаются менее чем на 1 фунт/галлон в эквивалентном весе, в котором бурят скважину в подземной формации через одну или несколько зон узкого градиента давления гидроразрыва формации с использованием бурового раствора на нефтяной основе, имеющего заданную плотность;помещают колонну труб в скважину таким образом, чтобы в зоне узкого градиента давления гидроразрыва сформировалось затрубное пространство между колонной труб и стенкой скважины;вводят композицию, содержащую жидкую смолу, имеющую плотность, которая отличается от плотности бурового раствора на нефтяной основе менее чем на 1 фунт/галлон, в затрубное пространство без введения цемента в затрубное пространство и без гидроразрыва зон узкого градиента давления гидроразрыва;отверждают композицию, содержащую жидкую смолу, на месте в затрубном пространстве с образованием кольцевой структуры без гидроразрыва зон узкого градиента давления гидроразрыва.
- 2. Способ по п.1, в котором операция заканчивания представляет собой обсаживание буровой скважины.
- 3. Способ по п.1, в котором операция заканчивания включает изолирование или уплотнение зоны узкого градиента давления гидроразрыва в формации.
- 4. Способ по п.1, в котором плотность композиции, содержащей жидкую смолу, подбирают посредством добавления к композиции твердых частиц.
- 5. Способ по п.4, в котором твердые частицы образуют равновесие частиц, обеспечивающих указанную плотность.
- 6. Способ по п.5, в котором твердые частицы включают частицы по меньшей мере двух разных раз- 5 027874 меров для обеспечения указанной плотности.
- 7. Способ по п.4, в котором композиция, содержащая жидкую смолу, содержит суспендирующий агент для суспендирования указанных частиц.
- 8. Способ по п.1, в котором композиция, содержащая жидкую смолу, содержит эпоксидную смолу, отвердитель и ускоритель.
- 9. Способ по п.8, в котором отвердителем и ускорителем являются амины.
- 10. Способ по п.8, в котором композиция, содержащая жидкую смолу, дополнительно содержит суспендирующий агент.
- 11. Способ по п.10, в котором суспендирующий агент представляет собой полиамидную смолу.
- 12. Способ по п.8, в котором композиция, содержащая жидкую смолу, содержит эпоксидную смолу, аминный отвердитель, аминный ускоритель, суспендирующий агент из полиамидной смолы и твердые частицы, придающие флюиду плотность, которая отличается от плотности бурового раствора на нефтяной основе менее чем на 1 фунт/галлон.
- 13. Способ по п.4, в котором частицы выбраны из частиц размерами от 5 до 100 мкм.
- 14. Способ по п.4, в котором частицы содержат полые стеклянные сферы.
- 15. Способ по п.1, в котором отвержденная смоляная композиция имеет прочность на сжатие, равную или превышающую 500 фунтов/кв.дюйм.
- 16. Способ по п.1, в котором буферные растворы не требуются в буровой скважине после бурения с буровым раствором и перед применением композиции, содержащей жидкую смолу, в операции заканчивания буровой скважины.
- 17. Способ по п.1, в котором плотность композиции, содержащей жидкую смолу, и плотность бурового раствора отличаются менее чем на 0,5 фунт/галлон.
- 18. Способ по п.1, в котором эквивалентная плотность циркуляции композиции, содержащей жидкую смолу, и эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора отличаются менее чем на 0,5 фунт/галлон.
- 19. Способ по п.1, в котором жидкая смола включает содержащие эпоксид жидкости, выбранные из группы, состоящей из диглицидилового эфира 1,4-бутандиола, диглицидилового эфира неопентилгликоля, диглицидилового эфира бисфенола А и диглицидилового эфира циклогександиметанола.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/176,708 US20130008654A1 (en) | 2011-07-05 | 2011-07-05 | Method for Drilling and Completion Operations with Settable Resin Compositions |
| PCT/US2012/045475 WO2013006657A1 (en) | 2011-07-05 | 2012-07-04 | Method for drilling and completion operations with settable resin compositions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201490207A1 EA201490207A1 (ru) | 2014-06-30 |
| EA027874B1 true EA027874B1 (ru) | 2017-09-29 |
Family
ID=46551890
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201490207A EA027874B1 (ru) | 2011-07-05 | 2012-07-04 | Способ осуществления бурения и заканчивания скважины с использованием смоляных композиций с заданными характеристиками |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20130008654A1 (ru) |
| EP (1) | EP2729547B1 (ru) |
| AR (1) | AR086458A1 (ru) |
| AU (1) | AU2012279069B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014000046A2 (ru) |
| CA (1) | CA2841788C (ru) |
| DK (1) | DK2729547T3 (ru) |
| EA (1) | EA027874B1 (ru) |
| MX (1) | MX2013015268A (ru) |
| WO (1) | WO2013006657A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9796622B2 (en) | 2013-09-09 | 2017-10-24 | Saudi Arabian Oil Company | Development of high temperature low density cement |
| MX2016010139A (es) * | 2014-02-21 | 2016-10-07 | Halliburton Energy Services Inc | Composiciones y metodos de cementacion. |
| US10696888B2 (en) | 2018-08-30 | 2020-06-30 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation material compositions and methods of isolating a lost circulation zone of a wellbore |
| US11352541B2 (en) | 2018-08-30 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing compositions and methods of sealing an annulus of a wellbore |
| US11168243B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-11-09 | Saudi Arabian Oil Company | Cement compositions including epoxy resin systems for preventing fluid migration |
| US11332656B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-05-17 | Saudi Arabian Oil Company | LCM composition with controlled viscosity and cure time and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore |
| US11370956B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Epoxy-based LCM compositions with controlled viscosity and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore |
| US11193052B2 (en) | 2020-02-25 | 2021-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing compositions and methods of plugging and abandoning of a wellbore |
| US11236263B2 (en) | 2020-02-26 | 2022-02-01 | Saudi Arabian Oil Company | Method of sand consolidation in petroleum reservoirs |
| CN111218260B (zh) * | 2020-03-06 | 2021-02-26 | 中国石油大学(华东) | 一种适用于油基钻井液的抗高温高吸油树脂颗粒堵漏剂及其制备方法 |
| US11827841B2 (en) | 2021-12-23 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of treating lost circulation zones |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3960801A (en) * | 1973-06-18 | 1976-06-01 | Halliburton Company | Pumpable epoxy resin composition |
| EP0899417A1 (en) * | 1997-08-18 | 1999-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of modifying subterranean strata properties |
| US6328106B1 (en) * | 1999-02-04 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing subterranean zones |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4917188A (en) * | 1989-01-09 | 1990-04-17 | Halliburton Company | Method for setting well casing using a resin coated particulate |
| US4921047A (en) * | 1989-08-10 | 1990-05-01 | Conoco Inc. | Composition and method for sealing permeable subterranean formations |
| US5712314A (en) * | 1996-08-09 | 1998-01-27 | Texaco Inc. | Formulation for creating a pliable resin plug |
| FR2763991B1 (fr) * | 1997-05-28 | 1999-07-16 | Inst Francais Du Petrole | Methode et materiau pour la cimentation de puits |
| US20020112888A1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
| US6802379B2 (en) * | 2001-02-23 | 2004-10-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquid lift method for drilling risers |
| US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| US8202824B2 (en) * | 2003-01-24 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services Inc. | Variable density treatment fluids |
| EA009859B1 (ru) * | 2004-06-03 | 2008-04-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для выполнения химической обработки вскрытых геологических пластов |
| US7409990B1 (en) * | 2004-09-09 | 2008-08-12 | Burts Jr Boyce D | Downhole mixing of encapsulated plug components for abandoning a well |
| DE602005011399D1 (de) * | 2005-02-10 | 2009-01-15 | Schlumberger Technology Bv | Verfahren und Vorrichtung für die Konsolidierung eines Bohrlochs |
| US7762329B1 (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
-
2011
- 2011-07-05 US US13/176,708 patent/US20130008654A1/en not_active Abandoned
-
2012
- 2012-07-04 WO PCT/US2012/045475 patent/WO2013006657A1/en active Application Filing
- 2012-07-04 EP EP20120738305 patent/EP2729547B1/en not_active Not-in-force
- 2012-07-04 EA EA201490207A patent/EA027874B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-07-04 AU AU2012279069A patent/AU2012279069B2/en not_active Ceased
- 2012-07-04 DK DK12738305.7T patent/DK2729547T3/en active
- 2012-07-04 BR BR112014000046A patent/BR112014000046A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-07-04 CA CA2841788A patent/CA2841788C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-07-04 MX MX2013015268A patent/MX2013015268A/es unknown
- 2012-07-04 AR ARP120102427A patent/AR086458A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3960801A (en) * | 1973-06-18 | 1976-06-01 | Halliburton Company | Pumpable epoxy resin composition |
| EP0899417A1 (en) * | 1997-08-18 | 1999-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of modifying subterranean strata properties |
| US5969006A (en) * | 1997-08-18 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remedial well bore sealing methods |
| US6328106B1 (en) * | 1999-02-04 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing subterranean zones |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2729547A1 (en) | 2014-05-14 |
| EA201490207A1 (ru) | 2014-06-30 |
| CA2841788A1 (en) | 2013-01-10 |
| EP2729547B1 (en) | 2015-04-22 |
| CA2841788C (en) | 2015-11-24 |
| DK2729547T3 (en) | 2015-07-06 |
| US20130008654A1 (en) | 2013-01-10 |
| AR086458A1 (es) | 2013-12-18 |
| MX2013015268A (es) | 2014-07-09 |
| AU2012279069B2 (en) | 2014-11-27 |
| BR112014000046A2 (pt) | 2017-02-07 |
| WO2013006657A1 (en) | 2013-01-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA027874B1 (ru) | Способ осуществления бурения и заканчивания скважины с использованием смоляных композиций с заданными характеристиками | |
| AU2012279069A1 (en) | Method for drilling and completion operations with settable resin compositions | |
| CA2954265C (en) | Naphthol-based epoxy resin additives for use in well cementing | |
| CA2917588C (en) | Heavy-atom resin formulation for use in subterranean wells | |
| CA2969788C (en) | Additive for improving homogeneity of epoxy resin and cement composites | |
| US3750768A (en) | Oil base drilling fluid filtrate-effected sand consolidation | |
| AU2016206998B2 (en) | Novel proppant and methods of using the same | |
| US10619088B2 (en) | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability | |
| US20180066179A1 (en) | Fluid creating a fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top having a higher permeability | |
| US11945993B2 (en) | In-situ aerogel type hydraulic cement composition for subterranean applications | |
| Al-Saeedi et al. | Ongoing Development of Cementing Practices and Technologies for Kuwait Oil Company's Deep HP/HT Exploration and Gas Wells: Case History | |
| WO2017052497A1 (en) | A water soluble epoxy resin system with enhanced absorption at higher temperatures |
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 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 |