RU2458961C1 - Water-compatible epoxide-phenyl backfill compound - Google Patents
Water-compatible epoxide-phenyl backfill compound Download PDFInfo
- Publication number
- RU2458961C1 RU2458961C1 RU2011104265/03A RU2011104265A RU2458961C1 RU 2458961 C1 RU2458961 C1 RU 2458961C1 RU 2011104265/03 A RU2011104265/03 A RU 2011104265/03A RU 2011104265 A RU2011104265 A RU 2011104265A RU 2458961 C1 RU2458961 C1 RU 2458961C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- compound
- water
- epoxy
- resin
- polycondensation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
1. Область применения1 area of use
До настоящего времени задача эффективного тампонирования водопритока при добыче нефти не решена, о чем свидетельствует тот факт, что в большинстве случаев нефть поступает в емкости и отстойники с содержанием загрязненной воды до 30-70 мас.%.To date, the problem of efficient plugging of water inflow during oil production has not been solved, as evidenced by the fact that in most cases, oil flows into tanks and sumps with contaminated water contents of up to 30-70 wt.%.
Предлагаемое техническое решение относится к полимерным материалам, в частности к эпоксидным компаундам «холодного» отверждения, отверждаемым аминными отвердителями в присутствии воды и растворенными в ней минеральными солями.The proposed solution relates to polymeric materials, in particular to epoxy compounds of "cold" curing, cured by amine hardeners in the presence of water and mineral salts dissolved in it.
Компаунд предназначен для отверждения в нужном горизонте грунта с образованием прочного не растворимого в воде, но набухающего в ней полимера, например, при ликвидации водопритока из интервалов перфорации заколонного пространства в добываемую нефть и газ при бурении нефтегазовых скважин или для крепления грунтов зашахтного пространства стволов солевых шахт и штреков. Компаунд может быть использован для герметизации стыков и повреждений в различных конструкциях под землей, например канализационных коллекторов, фундаментов, а также в работах по переводу жидких отходов (в том числе радиоактивных), находящихся в нижней части днища судов и емкостей, в твердые или гелеобразные с закреплением их и последующим механическим удалением из опасной зоны для утилизации.The compound is intended for curing in the right horizon of the soil with the formation of a durable water-insoluble but swelling polymer in it, for example, when liquidating water inflow from the intervals of perforation of the annular space into the oil and gas produced while drilling oil and gas wells or for fixing the soils of the mine shaft trunks of salt mines and drifts. The compound can be used to seal joints and damage in various structures underground, for example, sewers, foundations, as well as in the conversion of liquid wastes (including radioactive), located at the bottom of the bottom of ships and containers, into solid or gel fixing them and subsequent mechanical removal from the danger zone for disposal.
2. Уровень техники2. The level of technology
Известно множество полимерных компаундов и составов, применяемых для устранения водопритока при бурении скважин для добычи нефти и газа, способных образовывать гели или твердые материалы.Many polymeric compounds and compositions are known to be used to eliminate water inflow when drilling wells for oil and gas, capable of forming gels or solid materials.
Аналоги, близкие к предлагаемому решению, - технические решения, содержащие в составе своих композиций эпоксидные соединения.Analogs close to the proposed solution are technical solutions containing epoxy compounds in the composition of their compositions.
Состав, содержащий алкилрезорциновую смолу с отвердителем аминного типа (а.с. СССР №486129, Е21В 33/138, Бюл. №36, 1975 г.), однако в таком решении компаунд имеет высокую вязкость при низкой температуре и недостаточную устойчивость к действию пластовых флюидов при повышенной температуре, кроме того, он гидрофобен и неспособен закрепляться в «трещиноватости» водопритока.A composition containing an alkylresorcinol resin with an amine type hardener (AS USSR No. 486129, ЕВВ 33/138, Bull. No. 36, 1975), however, in this solution, the compound has high viscosity at low temperature and insufficient resistance to formation fluids at elevated temperatures, in addition, it is hydrophobic and unable to fix in the "fracture" of the water inflow.
Другое техническое решение, предназначенное для изоляции и крепления скважин и также связанное с использованием алкилрезорциновой смолы (а.с. СССР №1629479, Е21В 33/138, Бюл. №7, 1991 г.), содержит дополнительно эпоксидиановую смолу, спиртовой раствор новолачной фенолформальдегидной смолы, поливинилбутираль и фурфурол, которые вводятся во взаимодействие для проведения модификации (форконденсация). Недостатком указанного состава является то, что наличие в нем растворителей - спирта и фурфурола при отверждении не позволит испариться растворителям и получить прочный полимер, поэтому и отмечена его недостаточная устойчивость к агрессивным средам, особенно к кислотным.Another technical solution designed for isolating and securing wells and also involving the use of alkylresorcinol resin (AS USSR No. 1629479, ЕВВ 33/138, Bull. No. 7, 1991), additionally contains an epoxy resin, an alcohol solution of novolac phenol-formaldehyde resins, polyvinyl butyral and furfural, which are introduced into the interaction for the modification (precondensation). The disadvantage of this composition is that the presence of solvents in it - alcohol and furfural during curing will not allow the solvents to evaporate and obtain a durable polymer, therefore, its insufficient resistance to aggressive environments, especially to acid ones.
Более совершенная модификация эпоксидной смолы (RU 2128677, C08G 59/14, C09K 8/44, Бюл. №10, 10.04.1999 г.) получена смешением эпоксидиановой и любой фенолформальдегидной смолы, поливинилового спирта, формалина и диэтиленгликоля. Указанная модификация мало пригодна для тампонирования скважин от водопритока при бурении и герметизации стыков при эксплуатации, т.к. отверждается аминами в течение 5-6 часов, за это время водоприток все размоет. Используется как покрытие, а не гидроизоляция или тампонаж, поэтому в описании именно это и указано.A more advanced modification of the epoxy resin (RU 2128677, C08G 59/14, C09K 8/44, Bull. No. 10, 04/10/1999) was obtained by mixing epoxydian and any phenol-formaldehyde resin, polyvinyl alcohol, formalin and diethylene glycol. The specified modification is not very suitable for plugging wells from water inflow during drilling and sealing joints during operation, since it is cured by amines within 5-6 hours, during this time the water inflow will wash everything. It is used as a coating, not waterproofing or grouting, so this is exactly what is indicated in the description.
По а.с. СССР №1747678, E21B 33/128, 1992 г. для тампонирования водопритока в скважину используют смесь кремнийорганической смолы и соляной кислоты, что в настоящее время запрещено исходя из норм санитарно-гигиенической опасности для подземных вод. Кроме того, после выдержки состава в пласте в течение 16-24 часов проницаемость скважины снижается только на 20-25%, что может привести к его размыву и уносу в подземные воды.By A.S. USSR No. 1747678, E21B 33/128, 1992 for the plugging of water inflow into the well using a mixture of organosilicon resin and hydrochloric acid, which is currently prohibited on the basis of sanitary and hygienic hazards for groundwater. In addition, after holding the composition in the reservoir for 16-24 hours, the permeability of the well decreases only by 20-25%, which can lead to erosion and entrainment into groundwater.
По этой же причине затруднено использование решения по а.с. СССР 765497, E21B 33/13, где в составе используется метакриловая кислота, эпихлоргидрин как гелеобразователь и вода. Образование геля у такой композиции от двух до десяти суток и при этом наблюдается синерезис геля (явление самопроизвольного уменьшения объема геля с одновременным выделением наружу дисперсионной среды). Эпихлоргидрин - обжигающая кожу жидкость, содержащая хлор и эпоксидную группу, а это 1-ый класс опасности. Компоненты могут попадать в грунты и водоносные слои, а затем появиться в водоемах и колодцах.For the same reason, it is difficult to use the solution for A.S. USSR 765497, E21B 33/13, where methacrylic acid, epichlorohydrin as a gelling agent and water are used in the composition. The gel formation of such a composition is from two to ten days, and at the same time, gel syneresis is observed (the phenomenon of spontaneous decrease in the gel volume with the simultaneous release of a dispersion medium outside). Epichlorohydrin is a skin-burning liquid containing chlorine and an epoxy group, and this is the 1st hazard class. Components can enter soil and aquifers, and then appear in water bodies and wells.
Известен состав для изоляции водопритоков и поглощений в скважинах (а.с. СССР №1176063, E21B 33/138, Бюл. №32 от 30.08.1985 г.), содержащий сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты, а вместо эпихлоргидрина используется водорастворимая алифатическая эпоксидная смола на основе триэтиленгликоля ТЭГ-1, поэтому указанное предложение можно принять наиболее близким аналогом к предлагаемому. Для сокращения времени гелеобразования используется ускоритель УП 606/2 (2,4,6-трисдиметиламинометилфенол). По данным приведенного источника, не известно отверждается ли он с требуемой скоростью в присутствии солей и кислот. Однако известно, что смолы ТЭГ-1 не позволяют получать прочную структуру полимера, противостоящую нагрузкам водопритока, а при разбуривании тампонажной пробки он может намотаться на бур и открыть водоприток.A known composition for isolating water inflows and removals in wells (USSR AS No. 1176063, E21B 33/138, Bull. No. 32 dated 08/30/1985) containing a copolymer of sodium methacrylate and methacrylic acid, and water-soluble aliphatic epoxy is used instead of epichlorohydrin resin based on TEG-1 triethylene glycol; therefore, this proposal can be accepted as the closest analogue to the proposed one. To reduce gelation time, the UP 606/2 accelerator (2,4,6-trisdimethylaminomethylphenol) is used. According to the source, it is not known whether it cures at the required rate in the presence of salts and acids. However, it is known that TEG-1 resins do not allow a strong polymer structure to withstand water inflow loads, and when drilling a cement plug, it can wrap around a drill and open water inflow.
Общим недостатком всех приведенных выше аналогов, как и наиболее близкого к предлагаемому техническому решению, является то, что не учитывается способность водоносного слоя при контакте с компаундом вымывать большую часть его водорастворимого компонента - обычно именно она определяет реакционную способность - поэтому тампонажные свойства проявляются через длительное время. Кроме того, из-за этого не образуется прочной адгезионной связи, т.е. крепления к «трещиноватости» грунта. Соответственно и стойкость к агрессивным флюидам в скважине также недостаточна.A common drawback of all the above analogues, as well as the one closest to the proposed technical solution, is that the ability of the aquifer to wash most of its water-soluble component when contacting with the compound is not taken into account - usually it determines the reactivity - therefore, plugging properties appear after a long time . In addition, because of this, no strong adhesive bond is formed, i.e. fastening to the "fracturing" of the soil. Accordingly, the resistance to aggressive fluids in the well is also insufficient.
3. Сущность изобретения3. The invention
Задача при создании компаунда по повышению адгезионной и когезионной прочности в процессе тампонирования, химической устойчивости, устранению токсичности применяемых компонентов с обеспечением технологичности в полевых условиях, особенно в зимнее время, решается изобретением.The task of creating a compound to increase the adhesive and cohesive strength in the process of plugging, chemical resistance, eliminate the toxicity of the components used to ensure manufacturability in the field, especially in winter, is solved by the invention.
Компаунд эпоксиднофениленовый водосовместимый тампонажный, представляющий собой комплект из эпоксидсодержащей смоляной основы и отвердителя аминного типа, отличающийся тем, что эпоксидсодержащая смоляная основа получена эпоксидированием ароматически сопряженного гидроксифенилена, имеющего степень поликонденсации n=2, полученного при температуре 240-260°C из двухатомного фенола (алкилрезорцина) диглицидиловьм эфиром диэтиленгликоля со степенью поликонденсации n=0-2, при их мольном соотношении соответственно 1:5. Эпоксидирование проводят в расплаве при 120-165°C в присутствии 0,15 - 0,35 мас.% 2,4,6-трисдиметиламинометилфенола до масс. доли эпоксидных групп 6,0-9,0% и дополнительно смоляная часть содержит 15-25 мас.% технической воды. Содержание ингредиентов в составе комплекта компаунда, мас.ч.:The compound is an epoxy-phenylene water-compatible grouting, which is a set of an epoxy-containing resin base and an amine type hardener, characterized in that the epoxy-containing resin base is obtained by epoxidizing aromatically conjugated hydroxyphenylene having a polycondensation degree n = 2, obtained at a temperature of 240-260 ° C of phenol (2-phenol phenol) ) diglycidyl ether of diethylene glycol with a degree of polycondensation n = 0-2, with their molar ratio, respectively, 1: 5. Epoxidation is carried out in the melt at 120-165 ° C in the presence of 0.15 - 0.35 wt.% 2,4,6-trisdimethylaminomethylphenol to mass. the proportion of epoxy groups is 6.0-9.0% and, in addition, the resin portion contains 15-25 wt.% industrial water. The content of ingredients in the compound kit, parts by weight:
Компаунд также отличается тем, что его комплект в качестве отвердителя аминного типа в зависимости от сезона применения и специфики тампонирования водопритока состоит: на 100 мас.ч. смоляной части он содержит в мас.ч. от 2,0 до 2,7 диэтилентриамина и/или от 3,2 до 5,0 полиэтиленполиамина, и/или от 5,2 до 6,0 аминофенола АФ-2, и/или от 10,0 до 12,0 гамма-аминопропилтриэтоксисилана, и/или от 10,0 до 11,0 диаминодифенилметана, и/или их смеси, и/или другие составы, применяемые для отверждения эпоксидных смол.The compound is also characterized in that its kit as an amine type hardener, depending on the season of application and the specifics of plugging the water inflow, consists of: 100 parts by weight resin part it contains in parts by weight from 2.0 to 2.7 diethylenetriamine and / or from 3.2 to 5.0 polyethylene polyamine, and / or from 5.2 to 6.0 aminophenol AF-2, and / or from 10.0 to 12.0 gamma -aminopropyltriethoxysilane, and / or from 10.0 to 11.0 diaminodiphenylmethane, and / or mixtures thereof, and / or other compositions used for curing epoxy resins.
По изобретательскому уровню при разработке смоляной части компаунда оказалось, что при растворении ее (смоляной части) в воде после синтеза они совмещаются без расслоения и выдерживают перемораживание при температуре минус 30°C.According to the inventive step in the development of the resin part of the compound, it turned out that when it is dissolved (resin part) in water after synthesis, they combine without delamination and can withstand freezing at a temperature of minus 30 ° C.
При отверждении компаунда с содержанием воды более 25 мас.%, содержащей соли, кислоты, нефть и др. примеси, также не происходит его расслоения, что весьма эффективно при формировании тампонажной пробки. Кроме того, из смоляной части при образовании полимера при отверждении не вымываются компоненты, а наоборот, происходит дополнительное набухание его еще до 30% объема.When curing a compound with a water content of more than 25 wt.%, Containing salts, acids, oil and other impurities, its separation also does not occur, which is very effective in the formation of cement plugs. In addition, components are not washed out of the resin part during polymer formation during curing, but, on the contrary, its additional swelling takes place even up to 30% of the volume.
Основные параметры смоляной части и компаунда приведены в таблице.The main parameters of the resin part and compound are given in the table.
Отверждение компаунда с отвердителем в 6-10% водном соляном растворе и в нефти происходит без осложнений.The curing of the compound with the hardener in 6-10% aqueous saline and in oil occurs without complications.
Адгезия к металлической поверхности трубы НКТ (насосно-компрессорная труба) при закачке к месту тампонирования незначительная, засмоливания поверхности трубы не происходит.The adhesion to the metal surface of the tubing pipe (tubing) when pumping to the plugging site is negligible, the grinding of the surface of the pipe does not occur.
Адгезия к тампонируемой поверхности - трещиноватости проблемной зоны - обеспечивает прочное сцепление без вымывания и обеспечивает низкую водопроницаемость.The adhesion to the plugged surface - the fracture of the problem area - provides strong adhesion without leaching and provides low permeability.
При использовании в качестве отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА) в зависимости от концентрации компаунда меняется время отверждения от 90 мин (при 80% концентрации) до 365 мин (при 40% концентрации) при температуре 20°C и от 40 мин при температуре 60°C до 80 мин при вышеуказанных концентрациях.When using polyethylene polyamine (PEPA) as a hardener, depending on the concentration of the compound, the curing time changes from 90 min (at 80% concentration) to 365 min (at 40% concentration) at a temperature of 20 ° C and from 40 min at a temperature of 60 ° C to 80 min at the above concentrations.
Таким образом, изменение концентрации и температуры позволяет варьировать тампонажным составом в зависимости от условий и поставленных задач.Thus, the change in concentration and temperature allows you to vary the grouting composition depending on the conditions and tasks.
Исходные материалы:Source materials:
- эпоксидная смола ДЭГ-1;- epoxy resin DEG-1;
- олигомер АРГОФ-3;- oligomer ARGOF-3;
- ускоритель 2,4,6-трисдиметиламинометилфенол марки К-54;- accelerator 2,4,6-trisdimethylaminomethylphenol grade K-54;
- отвердитель полиэтиленполиамин (ПЭПА); гамма-аминопропилтриэтоксисилан; аминофенол АФ-2; диаминодифенилметан;- hardener polyethylene polyamine (PEPA); gamma-aminopropyltriethoxysilane; aminophenol AF-2; diaminodiphenylmethane;
- вода техническая или водопроводная.- technical or tap water.
Токсичность компаунда - общетехническая, как при работе с эпоксидными смолами. Пожароопасность, взрывоопасность при хранении, транспортировке и работе отсутствует.The toxicity of the compound is general technical, as when working with epoxies. There is no fire hazard, explosion hazard during storage, transportation and work.
Компаунд при получении (синтезе) освобождается от следов эпихлоргидрина (ЭХГ), содержащегося в ничтожном количестве в любых эпоксидных смолах. ЭХГ при синтезе удаляется и вступает в реакцию с гидроксилами алкилрезорцина, а при совмещении с водой - вода не отделяется от компаунда при перемещении в трубе и отверждении, поэтому попадание вредных веществ в окружающую среду сводится к минимальным количествам, что в условиях нефтедобычи является несущественным.The compound upon receipt (synthesis) is freed from traces of epichlorohydrin (ECG), contained in a negligible amount in any epoxy resins. During synthesis, ECG is removed and reacts with alkylresorcinol hydroxyls, and when combined with water, water does not separate from the compound when moving in the pipe and curing, therefore, the ingress of harmful substances into the environment is minimized, which is insignificant under oil production conditions.
Диапазон граничных значений содержания компонентов при синтезе компаунда подобран для обеспечения технологических и эксплуатационных характеристик, как при хранении, транспортировке, загрузке, так и при эксплуатации по снижению водопритока в скважине. Отвердители и ускорители подбираются опытным путем так же как и для всех эпоксидных компаундов, известными методами. Водосовместимость с компаундом обеспечивается его природой и для технологических потребностей может изменяться по содержанию воды от 15 до 25 мас.%, а в частных случаях по предлагаемому решению - до 60 мас.%. Компаунд может поставляться с водой как в летнее, так и зимнее время, так как выдерживает перемораживание. Поставка может быть и без воды, но при растворении требуется подогрев до 20°C и интенсивное перемешивание. Количество вводимых отвердителей пересчитывается на сухой остаток, и они могут вводиться в раствор.The range of boundary values of the content of components during the synthesis of the compound is selected to ensure technological and operational characteristics, both during storage, transportation, loading, and during operation to reduce water inflow in the well. Hardeners and accelerators are selected empirically as well as for all epoxy compounds, known methods. Water compatibility with the compound is ensured by its nature and for technological needs can vary in water content from 15 to 25 wt.%, And in particular cases according to the proposed solution - up to 60 wt.%. The compound can be supplied with water in both summer and winter, as it can withstand frostbite. Delivery can be without water, but when dissolved, heating to 20 ° C and vigorous stirring is required. The amount of hardeners added is recalculated to the dry residue and they can be added to the solution.
Таким образом, предлагаемое техническое решение имеет преимущество перед известным, принятым за аналог, и обеспечивает требование заказчика по устранению водопритока в скважину, что способствует повышению дебита скважины, снижает затраты по тампонированию, не осложняет экологическую обстановку при добыче нефти и газа.Thus, the proposed technical solution has an advantage over the well-known one, taken as an analog, and provides the customer’s requirement for eliminating water inflow into the well, which helps to increase the flow rate of the well, reduces the cost of plugging, does not complicate the environmental situation in oil and gas production.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011104265/03A RU2458961C1 (en) | 2011-02-07 | 2011-02-07 | Water-compatible epoxide-phenyl backfill compound |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011104265/03A RU2458961C1 (en) | 2011-02-07 | 2011-02-07 | Water-compatible epoxide-phenyl backfill compound |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2458961C1 true RU2458961C1 (en) | 2012-08-20 |
Family
ID=46936661
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011104265/03A RU2458961C1 (en) | 2011-02-07 | 2011-02-07 | Water-compatible epoxide-phenyl backfill compound |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2458961C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU486129A1 (en) * | 1972-10-09 | 1975-09-30 | Всесоюзный Ордена Трудового Красного Знамени Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Method of isolating and fixing boreholes |
| SU1176063A1 (en) * | 1983-12-28 | 1985-08-30 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Composition for isoltaing zones of water inflow and absorption in wells |
| SU1629479A1 (en) * | 1987-06-08 | 1991-02-23 | Научно-Исследовательский Институт Сланцев | Modified epoxy resin for insulation and lining of boreholes |
| RU2128677C1 (en) * | 1997-08-28 | 1999-04-10 | Бакиев Тагир Ахметович | Modified epoxy resin for insulating and lining wells |
| CA2686112A1 (en) * | 2008-11-27 | 2010-05-27 | Schlumberger Canada Limited | Aqueous resin compositions and methods for cement repair |
-
2011
- 2011-02-07 RU RU2011104265/03A patent/RU2458961C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU486129A1 (en) * | 1972-10-09 | 1975-09-30 | Всесоюзный Ордена Трудового Красного Знамени Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Method of isolating and fixing boreholes |
| SU1176063A1 (en) * | 1983-12-28 | 1985-08-30 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Composition for isoltaing zones of water inflow and absorption in wells |
| SU1629479A1 (en) * | 1987-06-08 | 1991-02-23 | Научно-Исследовательский Институт Сланцев | Modified epoxy resin for insulation and lining of boreholes |
| RU2128677C1 (en) * | 1997-08-28 | 1999-04-10 | Бакиев Тагир Ахметович | Modified epoxy resin for insulating and lining wells |
| CA2686112A1 (en) * | 2008-11-27 | 2010-05-27 | Schlumberger Canada Limited | Aqueous resin compositions and methods for cement repair |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4074760A (en) | Method for forming a consolidated gravel pack | |
| US10513650B2 (en) | Heavy-atom resin formulation for use in subterranean wells | |
| US3854533A (en) | Method for forming a consolidated gravel pack in a subterranean formation | |
| US3416604A (en) | Epoxy resin grouting fluid and method for stabilizing earth formations | |
| CN104974724B (en) | Gelling down hole sealing agent and its preparation method suitable for high temperature LOW PERMEABILITY RESERVOIR with high salt | |
| US20110284245A1 (en) | Fluid composition comprising particles and method of modifying a wellbore using the same | |
| CN107109203A (en) | The composition and method of oil are produced using hydrofrac fluid | |
| US20160194544A1 (en) | Epoxy resin formulations containing an impact modifier for use in subterranean wells | |
| CN109504356A (en) | A kind of high strength, low elasticity water-soluble resin mortar architecture and its application | |
| CN111793480A (en) | Leaking stoppage resin system and application thereof | |
| CA2978690C (en) | Method of forming a subterranean gas storage vessel | |
| SA519402310B1 (en) | Delayed Release of Resin Curing Agent | |
| US3867986A (en) | Method for forming a consolidated gravel pack in a subterranean formation | |
| US4081030A (en) | Aqueous based slurry with chelating agent and method of forming a consolidated gravel pack | |
| JP2000072852A (en) | Curable epoxide mass and its application | |
| US20200255334A1 (en) | Industrial fluids with dilution resistance and tunable viscosity, and methods of making and using industrial fluids | |
| CN112585237A (en) | Sealing composition and method for sealing an annulus of a wellbore | |
| RU2458961C1 (en) | Water-compatible epoxide-phenyl backfill compound | |
| RU2600576C1 (en) | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells | |
| RU2732174C1 (en) | Plugging material for repair of oil and gas wells | |
| US11492537B2 (en) | Nanosized dendrimeric epoxy resin as a loss circulation material | |
| Inazumi et al. | Effect of the molar ratio of liquid glass grouting agents on mechanical characteristics of the solidified soils | |
| SU1476112A1 (en) | Method of isolating water inflow in wells | |
| RU2164586C2 (en) | Hydrophobic polymer grouting compound for oil and gas wells | |
| WO2015183319A1 (en) | Resin compositions used with alkali metal salts |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140208 |