RU2668432C1 - Композиция для применения в подземных нефтяных скважинах, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину - Google Patents

Композиция для применения в подземных нефтяных скважинах, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину Download PDF

Info

Publication number
RU2668432C1
RU2668432C1 RU2017105365A RU2017105365A RU2668432C1 RU 2668432 C1 RU2668432 C1 RU 2668432C1 RU 2017105365 A RU2017105365 A RU 2017105365A RU 2017105365 A RU2017105365 A RU 2017105365A RU 2668432 C1 RU2668432 C1 RU 2668432C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
curable composition
weight
curable
substituted
modified clay
Prior art date
Application number
RU2017105365A
Other languages
English (en)
Inventor
Херрон Дж. КЕННЕДИ
Пол Джозеф ДЖОНС
Лукас Дэвид ОЛБРАЙТОН
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2668432C1 publication Critical patent/RU2668432C1/ru

Links

Images

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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • 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
    • 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
    • C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
    • C04B24/40—Compounds containing silicon, titanium or zirconium or other organo-metallic compounds; Organo-clays; Organo-inorganic complexes
    • C04B24/42—Organo-silicon compounds
    • C04B24/425—Organo-modified inorganic compounds, e.g. organo-clays
    • 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
    • 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
    • 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
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • C04B28/021—Ash cements, e.g. fly ash cements ; Cements based on incineration residues, e.g. alkali-activated slags from waste incineration ; Kiln dust cements
    • 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
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • 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
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C09K8/48—Density increasing or weighting additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/32—Anticorrosion additives

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Polymerisation Methods In General (AREA)

Abstract

Варианты реализации изобретения относятся к композициям, содержащим отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, для применения в подземных нефтяных скважинах, а также способы их применения. В различных вариантах реализации изобретения предложен способ обработки подземного пласта, включающий внесение в подземный пласт отверждаемой композиции, которая содержит по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера. Отверждаемая композиция содержит также органофильно модифицированную глину, имеющую плотность 200-500 кг/м. Соединения для модификации глины содержат стеарат магния и стеарат цинка. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 5 н. и 55 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] В жидком состоянии реологический профиль систем отверждаемых смол, таких как системы эпоксидных смол, может быть описан как ньютоновский и имеющий небольшой предел текучести или не имеющий такового. Для применений при цементировании скважин зачастую необходимо добавлять в такие системы твердые частицы для регулирования плотности и эффективного внесения флюида в ствол скважины, обсадную колонну или кольцевое пространство. Современные подходы к регулированию плотности исключают применение более крупных частиц утяжелителя, поскольку их труднее суспендировать, а вместо этого основаны на добавлении микроразмерных частиц утяжелителей, которые проще суспендировать. В результате возможности выбора утяжелителей ограничены.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0002] Графические материалы, которые не обязательно изображены в масштабе, как правило, приведены в качестве примера, но без ограничения, различных вариантов реализации, описанных в настоящем документе.
[0003] На Фиг. 1 проиллюстрирована система или устройство для доставки композиции в подземный пласт в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
[0004] На Фиг. 2 проиллюстрирована суспензия расклинивающего агента в отверждаемой композиции, которая содержит органофильно модифицированную глину, в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
[0005] На Фиг. 3 проиллюстрирована зависимость сдвигового напряжения от скорости сдвига для различных композиций в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
[0006] На Фиг. 4 проиллюстрирована зависимость предельного напряжения сдвига от процентного объема органофильно модифицированной глины для различных композиций в соответствии с различными вариантами реализации изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] Далее приведено подробное описание некоторых вариантов реализации описанного изобретения, примеры которых частично проиллюстрированы прилагаемыми графическими материалами. Несмотря на то, что раскрытый объект изобретения описан в сочетании с нумерованными пунктами формулы изобретения, следует понимать, что представленный на примере предмет изобретения не предназначен для ограничения формулы изобретения от раскрытого предмета изобретения.
[0008] Значения, выраженные в формате диапазона, следует понимать в широком смысле, как включающие не только числовые значения, в явном виде указанные как пределы диапазона, но и как включающие все отдельные числовые значения или поддиапазоны, входящие в указанный диапазон, как если бы каждое числовое значение и поддиапазон были указаны в явном виде. Например, диапазон «от около 0,1% до около 5%» или «от около 0,1% до 5%» следует понимать как включающий не только от около 0,1% до около 5%, но и отдельные значения (например, 1%, 2%, 3% и 4%) и поддиапазоны (например, от 0,1% до 0,5%, от 1,1% до 2,2%, от 3,3% до 4,4%) в указанном диапазоне. Указание от «около X до Y» имеет такое же значение, как «от около X до около Y», если не указано иное. Таким же образом, указание «около X, Y или около Z» имеет такое же значение, как «около X, около Y или около Z», если не указано иное.
[0009] В настоящем документе термины в единственном числе использованы для включения одного или более одного, если из контекста явно не следует иное. Термин «или» использован для обозначения неисключительного «или», если не указано иное. Указание «по меньшей мере один из A и B» имеет такое же значение, как «A, B или A и B». Кроме того, следует понимать, что фразеология или терминология, используемая в настоящем документе и не описанная иным образом, предназначена только для описания, а не ограничения. Применение названий разделов использовано для облегчения чтения документа, и его не следует интерпретировать как ограничение; информация, имеющая отношение к названию раздела, может встречаться в пределах или за пределами данного конкретного раздела.
[0010] В способах получения, описанных в настоящем документе, действия могут быть осуществлены в любом порядке, без отклонения от принципов настоящего изобретения, за исключением случаев, в которых в явном виде указана временная или технологическая последовательность. Кроме того, указанные действия могут быть осуществлены одновременно, за исключением случаев, в которых формулировка в явном виде указывает на их осуществление по отдельности. Например, заявленное действие X и заявленное действие Y могут быть осуществлены одновременно в пределах одной операции, и такой процесс входит в буквальную сферу действия заявленного способа.
[0011] Выбранные заместители в соединениях, описанных в настоящем документе, находятся в рекурсивной степени. Используемый в данном документе термин «рекурсивный заместитель» означает, что заместитель может повторять другой случай самого себя или другого заместителя, который повторяет самого себя в первом заместителе. Рекурсивные заместители представляют собой предусмотренный аспект описанного объекта изобретения. Вследствие рекурсивной природы таких заместителей, в любом данном пункте формулы изобретения теоретически может существовать большое количество заместителей. Специалистам в области органической химии понятно, что общее количество таких заместителей рационально ограничено требуемыми свойствами предполагаемого соединения. Такие свойства включают, в качестве примера, а не ограничения, физические свойства, такие как молекулярная масса, растворимость, и практические свойства, такие как простота синтеза. Рекурсивные заместители могут повторяться сами у себя любое подходящее количество раз, например, около 1 раза, около 2 раз, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 30, 50, 100, 200, 300, 400, 500, 750, 1000, 1500, 2000, 3000, 4000, 5000, 10000, 15000, 20000, 30000, 50000, 100000, 200000, 500000, 750000 или около 1000000 раз или более.
[0012] Термин «около», используемый в данном документе, может допускать некоторую степень вариабельности значения или диапазона, например, в пределах 10%, в пределах 5% или в пределах 1% от указанного значения или от указанного предела диапазона.
[0013] Термин «по существу», используемый в данном документе, относится к большей части или к основной части, например, по меньшей мере около 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, 95%, 96%, 97%, 98%, 99%, 99,5%, 99,9%, 99,99% или по меньшей мере около 99,999% или более.
[0014] Термин «органическая группа», используемый в данном документе, относится, но не ограничивается ими, к любой углеродсодержащей функциональной группе. Например, к кислородсодержащей группе, такой как алкокси-группа, арилокси-группа, арилалкилокси-группа, оксо(карбонильная) группа, карбоксильная группа, включая группу карбоновой кислоты, карбоксилат и карбоксилатный сложный эфир; к серосодержащей группе, такой как алкил- и арилсульфидная группа; и к другим содержащим гетероатом группам. Неограничивающие примеры органических групп включают OR, OOR, OC(O)N(R)2, CN, CF3, OCF3, R, C(O), метилендиокси, этилендиокси, N(R)2, SR, SOR, SO2R, SO2N(R)2, SO3R, C(O)R, C(O)C(O)R, C(O)CH2C(O)R, C(S)R, C(O)OR, OC(O)R, C(O)N(R)2, OC(O)N(R)2, C(S)N(R)2, (CH2)0-2N(R)C(O)R, (CH2)0-2N(R)N(R)2, N(R)N(R)C(O)R, N(R)N(R)C(O)OR, N(R)N(R)CON(R)2, N(R)SO2R, N(R)SO2N(R)2, N(R)C(O)OR, N(R)C(O)R, N(R)C(S)R, N(R)C(O)N(R)2, N(R)C(S)N(R)2, N(COR)COR, N(OR)R, C(=NH)N(R)2, C(O)N(OR)R или C(=NOR)R, где R может представлять собой водород (в примерах, которые содержат другие атомы углерода) или фрагмент на углеродной основе, и при этом сам фрагмент на углеродной основе может быть дополнительно замещен.
[0015] Термин «замещенный», используемый в данном документе, относится к органической группе, описанной в настоящем документе, или к молекуле, в которой один или более атомов водорода, содержащихся в ней, замещены одним или более неводородными атомами. Термин «функциональная группа» или «заместитель», используемый в данном документе, относится к группе, которая может быть или уже использована в молекуле или органической группе. Примеры заместителей или функциональных групп включают, но не ограничиваются ими, галоген (например, F, Cl, Br и I); атом кислорода в таких группах как гидрокси-группы, алкокси-группы, арилокси-группы, арилалкилокси-группы, оксо(карбонильные) группы, карбоксильные группы, включая группы карбоновых кислот, карбоксилаты и карбоксилатные сложные эфиры; атом серы в таких группах как тиольные группы, алкил- и арилсульфидные группы, сульфоксидные группы, сульфоновые группы, сульфонильные группы и сульфонамидные группы; атом азота в таких группах как амины, гидроксиамины, нитрилы, нитро-группы, N-оксиды, гидразиды, азиды и енамины; и другие гетероатомы в различных других группах. Неограничивающие примеры заместителей J, которые могут быть связаны с замещенным атомом углерода (или другим атомом), включают F, Cl, Br, I, OR, OC(O)N(R)2, CN, NO, NO2, ONO2, азидо, CF3, OCF3, R, O (оксо), S (тионо), C(O), S(O), метилендиокси, этилендиокси, N(R)2, SR, SOR, SO2R, SO2N(R)2, SO3R, C(O)R, C(O)C(O)R, C(O)CH2C(O)R, C(S)R, C(O)OR, OC(O)R, C(O)N(R)2, OC(O)N(R)2, C(S)N(R)2, (CH2)0-2N(R)C(O)R, (CH2)0-2N(R)N(R)2, N(R)N(R)C(O)R, N(R)N(R)C(O)OR, N(R)N(R)CON(R)2, N(R)SO2R, N(R)SO2N(R)2, N(R)C(O)OR, N(R)C(O)R, N(R)C(S)R, N(R)C(O)N(R)2, N(R)C(S)N(R)2, N(COR)COR, N(OR)R, C(=NH)N(R)2, C(O)N(OR)R или C(=NOR)R, где R может представлять собой водород или фрагмент на углеродной основе, и при этом сам фрагмент на углеродной основе может быть дополнительно замещен; например, где R может представлять собой водород, алкил, ацил, циклоалкил, арил, арилалкил, гетероциклил, гетероарил или гетероарилалкил, где любой алкил, ацил, циклоалкил, арил, арилалкил, гетероциклил, гетероарил или гетероарилалкил, или R может быть независимо моно- или полизамещен J; или где две группы R, связанные с атомом азота или с соседними атомами азота, могут вместе с указанным атомом или атомами азота образовывать гетероциклил, который может быть моно- или независимо полизамещен J.
[0016] Термин «алкил», используемый в данном документе, относится к неразветвленным и разветвленным алкильным группам и циклоалкильным группам, имеющим от 1 до 40 атомов углерода, от 1 до около 20 атомов углерода, от 1 до 12 атомов углерода или в некоторых вариантах реализации от 1 до 8 атомов углерода. Примеры неразветвленных алкильных групп включают группы, содержащие от 1 до 8 атомов углерода, такие как метильные, этильные, н-пропильные, н-бутильные, н-пентильные, н-гексильные, н-гептильные и н-октильные группы. Примеры разветвленных алкильных групп включают, но не ограничиваются ими, изопропильные, изобутильные, втор-бутильные, трет-бутильные, неопентильные, изопентильные и 2,2-диметилпропильные группы. используемый в данном документе термин «алкил» включает н-алкил, изоалкил и антеизоалкильные группы, а также другие разветвленные формы алкила. Иллюстративные замещенные алкильные группы могут быть замещены один или более раз любыми группами, указанными в настоящем документе, например, амино, гидрокси, циано, карбокси, нитро, тио, алкокси и группами галогена.
[0017] Термин «алкенил», используемый в данном документе, относится к неразветвленным и разветвленным, а также циклическим алкильным группам, описанным в настоящем документе, при этом между двумя атомами углерода существует по меньшей мере одна двойная связь. Таким образом, алкенильные группы имеют от 2 до 40 атомов углерода или от 2 до 20 атомов углерода, или от 2 до 12 атомов углерода, или в некоторых вариантах реализации от 2 до 8 атомов углерода. Примеры включают, но не ограничиваются ими, винил, -CH=CH(CH3), -CH=C(CH3)2, -C(CH3)=CH2, -C(CH3)=CH(CH3), -C(CH2CH3)=CH2, циклогексенил, циклопентенил, циклогексадиенил, бутадиенил, пентадиенил и гексадиенил, среди прочих.
[0018] Термин «алкинил», используемый в данном документе, относится к неразветвленным и разветвленным алкильным группам, при этом между двумя атомами углерода существует по меньшей мере одна тройная связь. Таким образом, алкинильные группы имеют от 2 до 40 атомов углерода, от 2 до 20 атомов углерода или от 2 до 12 атомов углерода, или в некоторых вариантах реализации от 2 до 8 атомов углерода. Примеры включают, но не ограничиваются ими, -C≡CH, -C≡C(CH3), -C≡C(CH2CH3), -CH2C≡CH, -CH2C≡C(CH3) и -CH2C≡C(CH2CH3), среди прочих.
[0019] Термин «ацил», используемый в данном документе, относится к группе, содержащей карбонильный фрагмент, при этом указанная группа связана через карбонильный атом углерода. Карбонильный атом углерода связан также с другим атомом углерода, который может быть частью алкильной, арильной, арилалкильной, циклоалкильной, циклоалкилалкильной, гетероциклильной, гетероциклилалкильной, гетероарильной, гетероарилалкильной группы или т.п. В частном случае, если карбонильный атом углерода связан с атомом водорода, указанная группа представляет собой «формильную» группу, ацильную группу по определению данного термина, представленному в настоящем документе. Ацильная группа может содержать от 0 до около 12-20 или 12-40 дополнительных атомов углерода, связанных с карбонильной группой. Ацильная группа может содержать двойные или тройные связи в пределах смысла, предполагаемого в настоящем документе. Акрилоильная группа представляет собой пример ацильной группы. Ацильная группа может содержать также гетероатомы в пределах смысла, предполагаемого в настоящем документе. Никотиноильная группа (пиридил-3-карбонил) представляет собой пример ацильной группы в пределах смысла, предполагаемого в настоящем документе. Другие примеры включают ацетильные, бензоильные, фенилацетильные, пиридилацетильные, циннамоильные и акрилоильные группы и т.п. Если группа, содержащая атом углерода, который связан с карбонильным атомом углерода, содержит галоген, такую группу называют «галогенацильной» группой. Пример представляет собой трифторацетильная группа.
[0020] Термин «циклоалкил», используемый в данном документе, относится к циклическим алкильным группам, таким как, но не ограничиваясь ими, циклопропильные, циклобутильные, циклопентильные, циклогексильные, циклогептильные и циклооктильные группы. В некоторых вариантах реализации циклоалкильная группа может содержать от 3 до около 8-12 кольцевых членов, тогда как в других вариантах реализации количество кольцевых атомов углерода варьируется от 3 до 4, 5, 6 или 7. Циклоалкильные группы дополнительно включают полициклические циклоалкильные группы, такие как, но не ограничиваясь ими, норборнильные, адамантильные, борнильные, камфенильные, изокамфенильные и каренильные группы, а также конденсированные кольца, такие как, но не ограничиваясь ими, декалинил и т.п. Циклоалкильные группы включают также кольца, которые замещены неразветвленными или разветвленными алкильными группами, описанными в настоящем документе. Иллюстративные замещенные циклоалкильные группы могут быть монозамещенными или замещенными более одного раза, например, но не ограничиваясь ими, 2,2-, 2,3-, 2,4-, 2,5- или 2,6-дизамещенные циклогексильные группы или моно-, ди- или тризамещенные норборнильные или циклогептильные группы, которые могут быть замещены, например, амино, гидрокси, циано, карбокси, нитро, тио, алкокси и группами галогена. Термин «циклоалкенил» отдельно или в комбинации обозначает циклическую алкенильную группу.
[0021] Термин «арил», используемый в данном документе, относится к циклическим ароматическим углеводородам, которые не содержат гетероатомов в кольце. Таким образом, арильные группы включают, но не ограничиваются ими, фенильные, азуленильные, гепталенильные, бифенильные, индаценильные, флуоренильные, фенантренильные, трифениленильные, пиренильные, нафтаценильные, хризенильные, бифениленильные, антраценильные и нафтильные группы. В некоторых вариантах реализации арильные группы содержат от около 6 до около 14 атомов углерода в кольцевых частях указанных групп. Арильные группы могут быть незамещенными или замещенными, как описано в настоящем документе. Иллюстративные замещенные арильные группы могут быть монозамещенными или замещенными более одного раза, например, но не ограничиваясь ими, 2-, 3-, 4-, 5- или 6-замещенные фенильные или 2-8-замещенные нафтильные группы, которые могут быть замещены углеродными или неуглеродными группами, такими как перечисленные в настоящем документе.
[0022] Термин «гетероциклил», используемый в данном документе, относится к ароматическим и неароматическим кольцевым соединениям, содержащим три или более кольцевых членов, один или более из которых является гетероатомом, таким как, но не ограничиваясь ими, N, O и S.
[0023] Термин «амин», используемый в данном документе, относится к первичным, вторичным и третичным аминам, имеющим, например, формулу N(группа)3, где каждая группа может независимо представлять собой H или не H, такой как алкил, арил и т.п. Амины включают, но не ограничиваются ими, R-NH2, например, алкиламины, ариламины, алкилариламины; R2NH, где каждый R выбран независимо, такие как диалкиламины, диариламины, арилалкиламины, гетероциклиламины и т.п.; и R3N, где каждый R выбран независимо, такие как триалкиламины, диалкилариламины, алкилдиариламины, триариламины и т.п. Термин «амин», используемый в данном документе, включает также ионы аммония.
[0024] Термин «аминогруппа», используемый в данном документе, относится к заместителю формы -NH2, -NHR, -NR2, -NR3 +, где каждый R выбран независимо, а также к их протонированным формам, за исключением -NR3 +, который не может быть протонирован. Соответственно, любое соединение, замещенное аминогруппой, может рассматриваться как амин. «Аминогруппа» в пределах смысла, предполагаемого в настоящем документе, может быть первичной, вторичной, третичной или четвертичной аминогруппой. «Алкиламино» группа включает моноалкиламино, диалкиламино и триалкиламино-группу.
[0025] Термины «гало», «галоген» или «галогенидная» группа в данном контексте, отдельно или как часть другого заместителя, означают, если не указано иное, атом фтора, хлора, брома или йода.
[0026] Термин «галогеналкильная» группа, используемый в данном документе, включает моногалогеналкильные группы, полигалогеналкильные группы, где все атомы галогена могут быть одинаковыми или различными, и пергалогеналкильные группы, где все атомы водорода замещены атомами галогена, такого как фтор. Примеры галоалкила включают трифторметил, 1,1-дихлорэтил, 1,2-дихлорэтил, 1,3-дибром-3,3-дифторпропил, перфторбутил и т.п.
[0027] Термин «углеводород», используемый в данном документе, относится к функциональной группе или молекуле, которая содержит атомы углерода и водорода. Указанный термин также может относиться к функциональной группе или молекуле, которая обычно содержит атомы углерода и водорода, но в которой все атомы водорода замещены другими функциональными группами.
[0028] В данном контексте термин «углеводородный радикал» относится к функциональной группе, полученной из неразветвленного, разветвленного или циклического углеводорода, и может представлять собой алкил, алкенил, алкинил, арил, циклоалкил, ацил или любую их комбинацию.
[0029] Термин «растворитель», используемый в данном документе, относится к жидкости, которая может растворять твердое вещество, жидкость или газ. Неограничивающие примеры растворителей представляют собой силиконы, органические соединения, воду, спирты, ионные жидкости и сверхкритические флюиды.
[0030] Термин «комнатная температура», используемый в данном документе, относится к температуре от около 15 °С до 28 °С.
[0031] Термин «стандартная температура и давление», используемый в данном документе, относится к 20 °С и 101 кПа.
[0032] В данном контексте термин «полимер» относится к молекуле, имеющей по меньшей мере одно повторяющееся звено, и может включать сополимеры.
[0033] Термин «сополимер», используемый в данном документе, относится к полимеру, который содержит по меньшей мере два различных повторяющихся звена. Сополимер может содержать любое подходящее количество повторяющихся звеньев.
[0034] Термин «подземный», используемый в данном документе, относится к местоположению под поверхностью земли, например, к местоположению в стволе скважины или в гидравлическом сообщении со стволом скважины.
[0035] В данном контексте термин «буровой флюид» относится к флюидам, суспензиям или растворам, используемым в операциях подземного бурения, например, во время создания ствола скважины.
[0036] В данном контексте термин «флюид для воздействия на пласт» относится к флюидам или суспензиям, используемым под землей во время мероприятий по повышению нефтеотдачи скважины, которые обеспечивают повышение продуктивности скважины, включая перфорацию скважин. В некоторых примерах флюид для воздействия на пласт может включать флюид для гидроразрыва или флюид для кислотной обработки пласта.
[0037] В данном контексте термин «флюид для очистки» относится к флюидам или суспензиям, используемым под землей во время операций по очистке скважины, таких как любая обработка для удаления материала, ограничивающего поток требуемого материала из подземного пласта. В одном примере флюид для очистки может представлять собой средство для кислотной обработки для удаления материала, образованного во время одной или более перфораций. В другом примере флюид для очистки может быть использован для удаления осадка на фильтре.
[0038] В данном контексте термин «флюид для гидроразрыва» относится к флюидам или суспензиям, используемым под землей во время операций гидроразрыва.
[0039] В данном контексте термин «флюид для освобождения прихваченных труб» относится к флюидам или суспензиям, используемым под землей во время операций по освобождению прихваченных труб, и может представлять собой любой флюид, предназначенный для локализованной обработки подземного участка. В одном примере флюид для освобождения прихваченных труб может содержать материал для борьбы с потерей циркуляции для обработки определенного сегмента ствола скважины, например, для герметизации трещин в стволе скважины и предотвращения провисания. В другом примере флюид для освобождения прихваченных труб может содержать материал для борьбы с водопроявлениями. В некоторых примерах флюид для освобождения прихваченных труб может быть предназначен для освобождения прихваченной части бурового или добывающего оборудования, может обеспечивать снижение скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну с помощью бурильных смазывающих веществ, предотвращать дифференциальный прихват, улучшать устойчивость ствола скважины и способствовать регулированию плотности бурового флюида.
[0040] В данном контексте термин «флюид для заканчивания» относится к флюидам или суспензиям, используемым под землей во время фазы заканчивания скважины, включая цементирующие композиции.
[0041] В данном контексте термин «флюид для ремонтной обработки» относится к флюидам или суспензиям, используемым под землей для ремонтной обработки скважины. Ремонтная обработка может включать обработку, предназначенную для повышения или сохранения производительности скважины, такую как интенсификация или очистка.
[0042] В данном контексте термин «флюид для ликвидации» относится к флюидам или суспензиям, используемым под землей во время или перед фазой ликвидации скважины.
[0043] В данном контексте термин «флюид для кислотной обработки» относится к флюидам или суспензиям, используемым под землей во время кислотной обработки. В одном примере флюид для кислотной обработки используют в операции очистки для удаления материала, ограничивающего поток требуемого материала, такого как материала, образующегося во время перфорации. В некоторых примерах флюид для кислотной обработки может быть использован для устранения повреждений.
[0044] В данном контексте термин «цементирующий флюид» относится к флюидам или суспензиям, используемым во время операций цементирования скважины. Например, цементирующий флюид может содержать водную смесь, содержащую по меньшей мере один из цемента и цементной пыли. В другом примере цементирующий флюид может содержать отверждаемый смолистый материал, такой как полимер, который по меньшей мере частично находится в неотвержденном состоянии.
[0045] В данном контексте термин «материал для борьбы с водопроявлениями» относится к твердому или жидкому материалу, который взаимодействует с водным материалом под землей, так что гидрофобный материал может легче выходить на поверхность, и так что гидрофильный материал (включая воду) может труднее выходить на поверхность. Материал для борьбы с водопроявлениями может быть использован для обработки скважины для уменьшения содержания добываемой воды и для увеличения содержания добываемых углеводородов, например, посредством селективного связывания материалов между отдающими воду подземными пластами и стволом скважины при сохранении производительности пластов, отдающих углеводороды.
[0046] В данном контексте термин «пакерный флюид» относится к флюидам или суспензиям, которые могут быть внесены в кольцевое пространство ствола скважины между трубой и внешней обсадной колонной над пакером. В различных примерах пакерный флюид может обеспечивать гидростатическое давление для снижения дифференциального давления на герметизирующий элемент, для снижения дифференциального давления на ствол скважины и обсадную трубу для предотвращения смятия и для защиты металлов и эластомеров от коррозии.
[0047] В данном контексте термин «флюид» относится к жидкостям и гелям, если не указано иное.
[0048] В данном контексте термин «подземный материал» или «подземный пласт» относится к любому материалу под поверхностью земли, включая под поверхностью дна океана. Например, подземный пласт или материал может представлять собой любую часть ствола скважины и любую часть подземного нефтеносного или водоносного пласта или области, находящейся в гидравлическом контакте со стволом скважины. Внесение материала в подземный пласт может включать приведение в контакт материала с частью ствола скважины или с любой подземной областью, которая находится в гидравлическом контакте. Подземные материалы могут включать любые материалы, внесенные в ствол скважины, такие как цемент, буровые отсеки, потайные колонны, трубы, обсадные колонны или сетчатые трубные фильтры; внесение материала в подземный пласт может включать приведение в контакт с такими подземными материалами. В некоторых примерах подземный пласт или материал может представлять собой любую подземную область, которая может обеспечивать добычу жидких или газообразных нефтяных материалов, воды, или любую подземную область, которая находится с ней в гидравлическом контакте. Например, подземный пласт или материал может представлять собой по меньшей мере одну из области, подлежащей гидроразрыву, трещины или области, окружающей трещину, и пути течения или области, окружающей путь течения, при этом разрыв или путь течения может необязательно гидравлически сообщаться с подземной нефтеносной или водоносной областью, напрямую или посредством одной или более трещин или путей течения.
[0049] В данном контексте «обработка подземного пласта» может включать любые мероприятия, направленные на добычу воды или нефтяных материалов из подземного нефтеносного или водоносного пласта или области, например, включая бурение, интенсификацию, гидравлический разрыв, очистку, кислотную обработку, заканчивание, цементирование, восстановительный ремонт, ликвидацию и т.п.
[0050] В данном контексте «путь течения» под землей может включать любой подходящий подземный путь течения, обеспечивающий гидравлическое сообщение двух подземных местоположений. Путь течения может быть достаточным для обеспечения движения нефти или воды из одного подземного местоположения в ствол скважины или наоборот. Путь течения может включать по меньшей мере один из гидравлического разрыва и гидравлического сообщения через сетчатый трубный фильтр, через гравийную набивку, через расклинивающий агент, в том числе через связанный смолой расклинивающий агент, или расклинивающий агент, осажденный в трещине, и через песок. Путь течения может включать естественный подземный проток, по которому могут проходить флюиды. В некоторых вариантах реализации путь течения может представлять собой источник воды и может содержать воду. В некоторых вариантах реализации путь течения может представлять собой источник нефти и может содержать нефть. В некоторых вариантах реализации путь течения может быть достаточным для отклонения по меньшей мере одного из воды, подземного флюида или добытого углеводорода от ствола скважины, трещины или пути течения, связанного с ним.
[0051] В данном контексте «несущий флюид» относится к любому подходящему флюиду для суспендирования, растворения, смешивания или эмульгирования с одним или более материалами с образованием композиции. Например, несущий флюид может представлять собой по меньшей мере одно из сырой нефти, метилового эфира дипропиленгликоля, диметилового эфира дипропиленгликоля, метилового эфира дипропиленгликоля, диметилового эфира дипропиленгликоля, диметилформамида, метилового эфира диэтиленгликоля, бутилового эфира этиленгликоля, бутилового эфира диэтиленгликоля, бутилглицидилового эфира, пропиленкарбоната, D-лимонена, C1-C10 алкилового эфира C2-C40 жирной кислоты (например, метилового эфира жирной кислоты), тетрагидрофурфурилметакрилата, тетрагидрофурфурилакрилата, 2-бутоксиэтанола, бутилацетата, бутиллактата, фурфурилацетата, диметилсульфоксида, диметилформамида, продукта нефтеперегонки фракции (например, дизельной, керосиновой, нафты и т.п.) минерального масла, углеводородного масла, углеводорода, содержащего ароматическую углерод-углеродную связь (например, бензола, толуола), углеводорода, содержащего альфа-олефин, ксилолов, ионной жидкости, метилэтилкетона, сложного эфира щавелевой, малеиновой или янтарной кислоты, метанола, этанола, пропанола (изо- или нормального), бутилового спирта (изо-, трет- или нормального-), алифатических углеводородов (например, циклогексанон, гексан), воды, насыщенного солевого раствора, промысловой воды, воды обратного притока, солоноватой воды и морской воды. Флюид может составлять от около 0,001% по массе до около 99,999% по массе композиции или смеси, содержащей ее, или около 0,001% по массе или менее, 0,01% по массе, 0,1, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90, 95, 96, 97, 98, 99, 99,9, 99,99, или около 99,999% по массе или более.
[0052] В различных вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ обработки подземного пласта. Способ включает внесение в подземный пласт отверждаемой композиции. Отверждаемая композиция содержит по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера. Отверждаемая композиция содержит также органофильно модифицированную глину.
[0053] В различных вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ обработки подземного пласта. Указанный способ включает внесение в подземный пласт отверждаемой композиции, содержащей отверждаемую эпоксидную смолу и органофильно модифицированную монтмориллонитовую глину.
[0054] В различных вариантах реализации настоящего изобретения предложена система, содержащая отверждаемую композицию. Отверждаемая композиция содержит по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера. Отверждаемая композиция содержит также органофильно модифицированную глину. Система содержит также подземный пласт, содержащий отверждаемую композицию, расположенную в нем.
[0055] В различных вариантах реализации настоящего изобретения предложена отверждаемая композиция для обработки подземного пласта. Отверждаемая композиция содержит отверждаемую эпоксидную смолу и органофильно модифицированную монтмориллонитовую глину.
[0056] В различных вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ получения отверждаемой композиции для обработки подземного пласта. Способ включает получение отверждаемой композиции. Отверждаемая композиция содержит по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера. Отверждаемая композиция содержит также органофильно модифицированную глину.
[0057] В различных вариантах реализации настоящего изобретения предложены определенные преимущества по сравнению с другими отверждаемыми композициями и способами их применения в подземных пластах. Например, суспендирование частиц в отверждаемых композициях может быть затруднительным вследствие отсутствия предела текучести или вследствие низкого предела текучести. В результате обычно используют мелкие частицы, которые проще суспендировать, чем более крупные частицы. Напротив, в различных вариантах реализации настоящего изобретения предложена отверждаемая композиция с реологической модификацией, обусловленной компонентом органофильно модифицированной глины, который обеспечивает более высокий предел текучести, чем в других отверждаемых композициях (которые зачастую не имеют предела текучести), что обеспечивает возможность суспендирования более крупных частиц. В различных вариантах реализации способность отверждаемой композиции суспендировать более крупные частицы может обеспечивать улучшенные возможности выбора других типов материалов, которые могут быть суспендированы в композициях отверждаемых смол, таких как утяжелители, расклинивающие агенты или другие материалы.
[0058] В различных вариантах реализации отверждаемая композиция может быть легко утяжелена посредством добавления добавок с минимальным риском осаждения во время или после внесения отверждаемой композиции в подземный пласт, что обеспечивает более эффективную отверждаемую композицию для регулирования работы скважины или для более качественного вытеснения флюида с целью изоляции. В различных вариантах реализации предел текучести отверждаемой композиции может обеспечивать возможность более качественного сохранения реологической иерархии отверждаемой композиции во время закачивания, например, если вытесняющий флюид (например, отверждаемая композиция) сохраняет более высокий предел текучести и пластическую вязкость, чем вытесняемый флюид. В различных вариантах реализации предел текучести отверждаемой композиции может обеспечивать более качественное вытеснение флюида и может обеспечивать превосходную изоляцию и химическую или гидравлическую герметизацию под землей. В различных вариантах реализации предел текучести отверждаемой композиции может способствовать предотвращению динамической или статической инверсии флюидов, которая возникает вследствие разности плотностей флюидов в стволе скважины, обусловленной силой тяжести. В различных вариантах реализации предел текучести отверждаемой композиции может способствовать неподвижности отверждаемой композиции в требуемом месте, например, до завершения определенных химических реакций для достижения требуемого результата. В различных вариантах реализации предел текучести отверждаемой композиции может обеспечивать предотвращение оседания твердых частиц из отверждаемой композиции во время смешивания, закачивания и после внесения, когда система находится в статическом состоянии.
Способ обработки подземного пласта.
[0059] В различных вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ обработки подземного пласта. Способ может включать внесение в подземный пласт отверждаемой композиции. Внесение отверждаемой композиции в подземный пласт может включать приведение в контакт отверждаемой композиции и любой подходящей части подземного пласта, или приведение в контакт отверждаемой композиции и подземного материала, такого как любой подходящий подземный материал. Подземный пласт может представлять собой любой подходящий подземный пласт. Отверждаемая композиция может содержать отверждаемую смолу, содержащую по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера. Отверждаемая композиция может содержать некоторые компоненты, которые не являются отверждаемыми, при условии, что отверждаемая композиция содержит по меньшей мере некоторые компоненты, которые являются отверждаемыми. Отверждаемая композиция может содержать органофильно модифицированную глину. Органофильно модифицированная глина и отверждаемая смола могут быть по существу равномерно смешаны в отверждаемой композиции, так что глина приблизительно равномерно распределена в отверждаемой смоле. Органофильно модифицированная глина может обеспечивать первоначальное напряжение сдвига или предел текучести (YP) отверждаемой композиции для улучшения суспендирования твердых частиц и предупреждения или уменьшения осаждения твердых частиц во время подземных операций, таких как процесс цементирования скважины, операция ремонта скважины, процесс закрепления, процесс ремонтной обработки, процесс ликвидации или процесс гидроразрыва.
[0060] В некоторых вариантах реализации внесение отверждаемой композиции в подземный пласт включает приведение в контакт отверждаемой композиции или внесение отверждаемой композиции в по меньшей мере одно из трещины, по меньшей мере части области, окружающей трещину, пути течения, области, окружающей путь течения, и области, подлежащей гидроразрыву. Внесение отверждаемой композиции в подземный пласт может представлять собой любое подходящее внесение и может включать любое подходящее приведение в контакт между подземным пластом и отверждаемой композицией. Внесение отверждаемой композиции в подземный пласт может включать по меньшей мере частичное осаждение отверждаемой композиции в трещине, пути течения или в области, окружающей их. В некоторых вариантах реализации указанный способ включает получение или обеспечение отверждаемой композиции, содержащей отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину. Получение или обеспечение отверждаемой композиции может происходить в любое подходящее время и в любом подходящем месте. Получение или обеспечение отверждаемой композиции может происходить на поверхности. Получение или обеспечение отверждаемой композиции может происходить в подземном пласте (например, под землей).
[0061] В различных вариантах реализации указанный способ включает цементирование или ремонт ствола скважины в подземном пласте. Например, отверждаемая композиция может быть внесена в кольцевое пространство между обсадной трубой и стволом скважины или между двумя обсадными колоннами, и может быть затем отверждена. В некоторых вариантах реализации отверждаемая композиция может содержать цемент или может быть внесена вблизи цементной композиции. В некоторых примерах указанный способ может включать внесение отверждаемой композиции в поврежденную область ствола скважины с последующим отверждением отверждаемой композиции. Отверждаемая композиция может быть использована для любого типа цементирования, такого как первичное цементирование (например, первоначальное цементирование скважины, обычно между обсадной трубой и кольцевым пространством за обсадной трубой) или такого как вторичное цементирование (например, ремонтное цементирование, например, вследствие потери разобщения пластов или потери целостности обсадной трубы).
[0062] В различных вариантах реализации указанный способ включает применение отверждаемой композиции для осуществления процедуры ликвидации в скважине. Композиция может быть использована во время ликвидации любым подходящим образом. Например, отверждаемая композиция может быть использована для заполнения или герметизации скважины, например, для заполнения или герметизации обсадной трубы.
[0063] В различных вариантах реализации указанный способ включает уплотнение частиц под землей. Например, способ может включать внесение отверждаемой композиции в область подземного пласта, которая содержит мелкие частицы, гравий или другие частицы, и обеспечение возможности отверждения отверждаемой композиции, так чтобы указанные частицы стали по существу зафиксированными на месте. В различных вариантах реализации способ может включать борьбу с потерей циркуляции, например, посредством внесения отверждаемой композиции в подземную область, где происходит утечка флюида, и отверждения композиции.
[0064] Способ может включать гидравлический разрыв, такой как способ гидравлического разрыва для создания трещины или пути течения. Внесение отверждаемой композиции в подземный пласт или приведение в контакт подземного пласта и гидравлический разрыв могут происходить в любое время относительно друг друга; например, гидравлический разрыв может происходить в по меньшей мере одной точке времени: до, во время и после приведения в контакт или внесения. В некоторых вариантах реализации приведение в контакт или внесение осуществляют во время гидравлического разрыва, например, во время любой подходящей стадии гидравлического разрыва, например, во время по меньшей мере одной из стадий: до внесения флюида без расклинивающего агента (например, во время закачивания воды без расклинивающего агента и дополнительно необязательно средней или слабой кислоты), закачки флюида для гидроразрыва в пласт без расклинивающего агента (например, во время закачивания флюида только без расклинивающего агента, с некоторым количеством загустителя, например, для начала разрыва в определенной области и для инициации трещин для образования достаточной проницаемости и ширины для обеспечения возможности прохождения раствора с расклинивающим агентом на последующих стадиях) или на стадии внесения суспензии для гидроразрыва (например, вязкого флюида с расклинивающим агентом). Способ может включать осуществление обработки для интенсификации притока в по меньшей мере один из моментов времени: до, во время и после внесения отверждаемой композиции в подземный пласт в трещине, пути течения или в области, окружающей их. Обработка для интенсификации притока может представлять собой, например, по меньшей мере одно из перфорации, кислотной обработки, закачивания очищающих флюидов, интенсификации с помощью расклинивающего агента и гидравлического разрыва. В некоторых вариантах реализации обработка для интенсификации притока по меньшей мере частично обеспечивает образование трещины или пути течения, куда вносят или где приводят в контакт отверждаемую композицию, или отверждаемую композицию вносят или приводят в контакт с областью, окружающей образованную трещину или путь течения.
[0065] Отверждаемая композиция может иметь любой подходящий предел текучести. В данном контексте предел текучести относится к напряжению сдвига, требуемому для обеспечения пластической деформации или течения отверждаемой композиции, при этом течение происходит, если приложенное напряжение сдвига превосходит предел текучести. Например, отверждаемая композиция может иметь предел текучести, который составляет от около 1 фунт-сила/100 фут2 (4,8 дПа) до около 10000 фунт-сила/100 фут2 (48000 дПа), от около 15 фунт-сила/100 фут2 (72 дПа) до около 100 фунт-сила/100 фут2 (480 дПа), около 1 фунт-сила/100 фут2 (4,8 дПа) или менее, или около 2 фунт-сила/100 фут2 (9,6 дПа), 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90, 95, 100, 150, 200, 250, 500, 750, 1000, 1500, 2000, 2500, 5000, 7500 (14,4, 19,2, 24, 28,8, 38,4, 48, 57,6, 67,2, 76,8, 86,4, 96, 120, 144, 168, 192, 216, 240, 264, 288, 312, 336, 360, 384, 408, 432, 456, 480, 720, 960, 1200, 2400, 3600, 4800, 7200, 9600, 12000, 24000, 36000 дПа), или около 10000 фунт-сила/100 фут2 (48000 дПа) или более.
[0066] Отверждаемая композиция может иметь любое подходящее напряжение сдвига при определенной скорости сдвига. Например, при температуре от около 10 °С до около 40 °С и стандартном давлении, при скорости сдвига от около 0,5 с-1 до около 50 с-1, композиция может иметь напряжение сдвига от около 10 фунт-сила/100 фут2 (48 дПа) до около 300 фунт-сила/100 фут2 (1440 дПа), от около 40 фунт-сила/100 фут2 (192 дПа) до около 220 фунт-сила/100 фут2 (1056 дПа), или около 10 фунт-сила/100 фут2 (48 дПа) или менее, или около 15 фунт-сила/100 фут2 (72 дПа), 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 90, 100, 110, 120, 130, 140, 150, 160, 170, 180, 190, 200, 210, 220, 230, 240, 250, 260, 270, 280, 290 (96, 120, 144, 168, 192, 216, 240, 264, 288, 312, 336, 360, 384, 432, 480, 528, 576, 624, 672, 720, 768, 816, 864, 912, 960, 1008, 1056, 1104, 1152, 1200, 1248, 1296, 1344, 1392 дПа) или около 300 фунт-сила/100 фут2 (1440 дПа) или более. Например, при температуре от около 10 °С до около 40 °С и стандартном давлении, при скорости сдвига от около 50 с-1 до около 200 с-1, композиция может иметь напряжение сдвига от около 100 фунт-сила/100 фут2 (480 дПа) до около 1000 фунт-сила/100 фут2 (4800 дПа), от около 200 фунт-сила/100 фут2 (960 дПа) до около 500 фунт-сила/100 фут2 (2400 дПа), или около 100 фунт-сила/100 фут2 (480 дПа) или менее, или около 110 фунт-сила/100 фут2 (528 дПа), 120, 130, 140, 150, 160, 170, 180, 190, 200, 210, 220, 230, 240, 250, 260, 270, 280, 290, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800, 900 (576, 624, 672, 720, 768, 816, 864, 912, 960, 1008, 1056, 1104, 1152, 1200, 1248, 1296, 1344, 1392, 1440, 1680, 1920, 2160, 2400, 2880, 3360, 3840, 4320 дПа) или около 1000 фунт-сила/100 фут2 (4800 дПа) или более. Например, при температуре от около 50 °С до около 100 °С и стандартном давлении, при скорости сдвига от около 0,5 до около 50 с-1, отверждаемая композиция может иметь напряжение сдвига от около 10 фунт-сила/100 фут2 (48 дПа) до около 100 фунт-сила/100 фут2 (480 дПа), от около 15 фунт-сила/100 фут2 (72 дПа) до около 220 фунт-сила/100 фут2 (1056 дПа), около 10 фунт-сила/100 фут2 (48 дПа) или менее, или около 15 фунт-сила/100 фут2 (72 дПа), 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90, 95 (96, 120, 144, 168, 192, 216, 240, 264, 288, 312, 336, 360, 384, 408, 432, 456 дПа) или около 100 фунт-сила/100 фут2 (480 дПа). Например, при температуре от около 50 °С до около 100 °С и стандартном давлении, при скорости сдвига от около 50 с-1 до около 200 с-1, отверждаемая композиция может иметь напряжение сдвига от около 30 фунт-сила/100 фут2 (144 дПа) до около 150 фунт-сила/100 фут2 (720 дПа), от около 50 фунт-сила/100 фут2 (240 дПа) до около 200 фунт-сила/100 фут2 (960 дПа), около 30 фунт-сила/100 фут2 (144 дПа) или менее, или около 35 фунт-сила/100 фут2 (168 дПа), 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90, 95, 100, 105, 110, 115, 120, 125, 130, 135, 140, 145 (192, 216, 240, 264, 288, 312, 336, 360, 384, 408, 432, 456, 480, 504, 528, 552, 576, 600, 624, 648, 672, 696 дПа) или около 150 фунт-сила/100 фут2 (720 дПа). Способ может включать применение любой подходящей скорости сдвига, такой как от около 0 с-1 до около 5000 с-1 или от около 10 с-1 до около 1500 с-1.
[0067] Отверждаемая композиция может иметь любую подходящую плотность. Отверждаемая композиция может иметь плотность от около 50 кг/м3 до около 5000 кг/м3, от около 200 кг/м3 до около 3000 кг/м3, или около 50 кг/м3 или менее, или около 100 кг/м3, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600, 650, 700, 750, 800, 850, 900, 950, 1000, 1050, 1100, 1150, 1200, 1250, 1300, 1350, 1400, 1450, 1500, 1550, 1600, 1650, 1700, 1750, 1800, 1850, 1900, 1950, 2000, 2100, 2200, 2300, 2400, 2500, 2600, 2700, 2800, 2900, 3000, 3250, 3500, 3750, 4000, 4250, 4500, 4750 или около 5000 кг/м3 или более.
[0068] Отверждаемая композиция или смесь, содержащая ее, может содержать утяжелитель. Утяжелитель может быть любым подходящим утяжелителем. Например, утяжелитель может представлять собой по меньшей мере один из карбоната кальция, оксида алюминия, аваруита, карбоната бария, оксида бария, сульфата бария, барита, карбоната кальция, оксида кальция, ценосфер, хромита, оксида хрома, меди, оксида меди, доломита, галенита, гаусманнита, гематита, полых стеклянных микросфер, ильменита, оксида железа, сидерита, магнетита, оксида магния, карбоната марганца, диоксида марганца, оксида марганца (IV), оксида марганца, тетраоксида марганца, оксида марганца (II), оксида марганца (III), оксида молибдена (IV), оксида молибдена, триоксида молибдена, портландцемента, пемзы, пирита, сферолита, сидерита, диоксида кремния, серебра, тенорита, диоксида титана, оксида титана (II), оксида титана (III), диоксида титана (IV), оксида циркония, силиката циркония, оксида цинка, цементной пыли, невспученного и вспученного перлита, аттапульгита, бентонита, цеолита, эластомеров, песка, микронизированных полимеров, восков, полимерных волокон, неорганических волокон и любой их комбинации. Утяжелитель может иметь любую подходящую плотность, такую как около 50 кг/м3 или менее, или около 100 кг/м3, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600, 650, 700, 750, 800, 850, 900, 950, 1000, 1050, 1100, 1150, 1200, 1250, 1300, 1350, 1400, 1450, 1500, 1550, 1600, 1650, 1700, 1750, 1800, 1850, 1900, 1950, 2000, 2100, 2200, 2300, 2400, 2500, 2600, 2700, 2800, 2900, 3000, 3250, 3500, 3750, 4000, 4250, 4500, 4750 или около 5000 кг/м3 или более. Утяжелитель может иметь любой подходящий размер частиц (например, наибольший размер частицы), такой как от около 1 нм до около 10 мм, от около 100 нм до около 5 мм, от около 300 нм до около 600 нм, или около 1 нм или менее, около 5 нм, 10, 20, 25, 50, 75, 100, 150, 200, 250, 300, 400, 500, 600, 700, 800, 900 нм, 1 мм, 1,5, 2, 2,5, 3, 3,5, 4, 4,5, 5, 6, 7, 8, 9 или около 10 мм или более. Утяжелитель может составлять любую подходящую часть отверждаемой композиции или смеси, содержащей ее, такую как от около 0,001% по массе до около 80% по массе, от около 0,01% по массе до около 50% по массе, от около 1% по массе до около 40% по массе, или около 0,001% по массе или менее, или около 0,01% по массе, 0,1, 0,5, 1, 1,5, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75 или около 80% по массе или более.
Отверждаемая смола.
[0069] Отверждаемая композиция содержит отверждаемую смолу. Отверждаемая смола может содержать по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера. В данном контексте «отверждать» относится к обеспечению возможности протекания физической или химической реакции, которая приводит к затвердеванию или увеличению вязкости. Отверждение может быть по меньшей мере одной из реакции полимеризации и реакции поперечного сшивания. Отверждаемая композиция может быть гидрофобной отверждаемой композицией. Отверждаемая смола или отверждаемая композиция может содержать множество компонентов, таких как компоненты отверждающего агента (например, амины или ангидриды), полимеризуемые компоненты (например, отверждаемые органические смолы, такие как эпоксиды) или компоненты инициатора. Один или более полимеризуемых компонентов могут составлять любую подходящую часть отверждаемой композиции или отверждаемой смолы, такую как от около 1% по массе до около 99% по массе, от около 5% по массе до около 95% по массе, от около 40% по массе до около 90% по массе, около 1% по массе или менее, или около 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90, 92, 94, 96, 97, 98 или около 99% по массе или более. Один или более компонентов отверждающего агента или инициатора в отверждаемой композиции или отверждаемой смоле могут составлять любую подходящую часть отверждаемой композиции, такую как от около 1% по массе до около 99% по массе, от около 5% по массе до около 95% по массе, от около 40% по массе до около 90% по массе, около 1% по массе или менее, или около 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90, 92, 94, 96, 97, 98 или около 99% по массе или более.
[0070] В различных вариантах реализации указанный способ включает отверждение отверждаемой композиции с получением отвержденного продукта отверждаемой композиции. Отверждение отверждаемой композиции может по меньшей мере частично происходить на поверхности, так что частичное отверждение происходит до внесения отверждаемой композиции в подземный пласт. Отверждение отверждаемой композиции может по меньшей мере частично происходить в подземном пласте, так что полное или частичное отверждение происходит, когда отверждаемая композиция находится под землей, например, когда отверждаемая композиция находится в требуемом местоположении под землей. Отверждение может происходить в течение любого подходящего времени, при любой подходящей температуре и при любом подходящем давлении, например, в течение 10 минут, 20, 30, 40, 50 минут, 1 часа, 1,5, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 22 часов, 1 дня, 1,5, 2, 3, 4, 5, 6 дней, 1 недели, 1,5, 2, 3 недель или около 1 месяца или более, например, при температуре от около 0 °С до около 500 °С или от около 20 °С до около 400 °С, или около 0 °С или менее, или около 10 °С, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 125, 150, 175, 200, 225, 250, 275, 300, 350, 400, 450 или около 500 °С или более.
[0071] Любая подходящая часть отверждаемой композиции или отверждаемой смолы может представлять собой отверждаемую органическую смолу, термореактивный полимер или их комбинацию, при условии, что отверждаемая композиция может быть отверждена, например, от около 1% по массе до около 99,99% по массе, от около 30% по массе до около 98% по массе, от около 50% по массе до около 95% по массе, или около 1% по массе или менее, или около 2% по массе, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 76, 78, 80, 82, 84, 86, 88, 90, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98, 99, 99,9 или около 99,99% по массе или более.
[0072] Отверждаемая органическая смола или термореактивный полимер может содержать по меньшей мере один из шеллака, полиамида, силил-модифицированного полиамида, сложного полиэфира, поликарбоната, поликарбамата, уретана, природной смолы, эпоксидной смолы (например, эпокси-амина или эпокси-ангидрида), фурановой смолы, фенольной смолы, мочевино-альдегидной смолы и смолы на основе фенол-фенолформальдегид-фурфурилового спирта. В некоторых вариантах реализации отверждаемая органическая смола или термореактивный полимер может представлять собой по меньшей мере одну из смолы на основе диглицидилового эфира бисфенола А, смолы на основе бутоксиметилбутилглицидилового эфира, смолы на основе бисфенола А-эпихлоргидрина, смолы на основе бисфенола F и смолы на основе бисфенола S. В некоторых вариантах реализации отверждаемая органическая смола или термореактивный полимер может представлять собой по меньшей мере один из полимера акриловой кислоты, полимера сложного эфира акриловой кислоты, гомополимера акриловой кислоты, гомополимера сложного эфира акриловой кислоты, поли(метилакрилата), поли(бутилакрилата), поли(2-этилгексилакрилата), сополимера сложного эфира акриловой кислоты, полимера производного метакриловой кислоты, гомополимера метакриловой кислоты, гомополимера сложного эфира метакриловой кислоты, поли(метилметакрилата), поли(бутилметакрилата), поли(2-этилгексилметакрилата), полимера акриламидометилпропансульфоната или его сополимера или производного, и сополимера акриловой кислоты/акриламидометилпропансульфоната. В некоторых вариантах реализации отверждаемая органическая смола или термореактивный полимер может включать по меньшей мере одно из тримерной кислоты, жирной кислоты, производного жирной кислоты, малеинового ангидрида, акриловой кислоты, сложного полиэфира, поликарбоната, поликарбамата, альдегида, формальдегида, диальдегида, глутаральдегида, полуацеталя, высвобождающего альдегид соединения, галогенангидрида дикислоты, дигалогенида, дихлорида, дибромида, ангидрида поликислоты, лимонной кислоты, эпоксида, фурфуральдегида, конденсата альдегидов, силил-модифицированного полиамида и продукта реакции конденсации поликислоты и полиамина.
[0073] В некоторых вариантах реализации отверждаемая композиция, отверждаемая органическая смола или термореактивный полимер может включать аминосодержащий полимер. В некоторых вариантах реализации отверждаемая органическая смола или термореактивный полимер может быть гидрофобно модифицированным. В некоторых вариантах реализации отверждаемая органическая смола или термореактивный полимер может включать по меньшей мере один из полиамина (например, спермидин и спермин), полиимина (например, поли(этиленимин) и поли(пропиленимин)), полиамида, поли(2-(N,N-диметиламино)этилметакрилата), поли(2-(N,N-диэтиламино)этилметакрилата), поли(винилимидазола) и сополимера, содержащего мономеры по меньшей мере одного из вышеуказанных полимеров и мономеры по меньшей мере одного не содержащего амин полимера, такого как по меньшей мере один из полиэтилена, полипропилена, полиэтиленоксида, полипропиленоксида, поливинилпиридина, полиакриловой кислоты, полиакрилата и полиметакрилата. Гидрофобная модификация может представлять собой любую подходящую гидрофобную модификацию, такую как по меньшей мере один (C4-C30)углеводородный радикал, содержащий по меньшей мере одно из прямой цепи, разветвленной цепи, ненасыщенной связи C-C, арильной группы и любой их комбинации.
[0074] В некоторых вариантах реализации отверждаемая смола или отверждаемая композиция может содержать отверждающий агент. Отверждающий агент может представлять собой любой подходящий отверждающий агент. Например, отверждающий агент может включать по меньшей мере одно из амина, ароматического амина, алифатического амина, циклоалифатического амина, полиаминов, ангидрида, амидов, полиамидов, полиэтиленимина, пиперидина, триэтиламина, бензилдиметиламина, N,N-диметиламинопиридина, 2-(N,N-диметиламинометил)фенола, трис(диметиламинометил)фенола, N-2-(аминоэтил)-3-аминопропилтриметоксисилана, 3-глицидоксипропилтриметоксисилана, н-бета-(аминоэтил)-гамма-аминопропилтриметоксисилана, н-бета-(аминоэтил)-гамма-аминопропилтриметоксисилана, пиперазина, производных пиперазина (например, аминоэтилпиперазин), пиррола, имидазола, пиразола, пиридина, пиразина, пиримидина, пиридазина, индолизина, изоиндола, индола, индазола, пурина, хинолизина, хинолина, изохинолина, фталазина, нафтиридина, хиноксалина, хиназолина, карбазола, карбазола, фенантридина, акридина, фенантролина, феназина, имидазолидина, феноксазина, циннолина, пирролидина, пирролина, имидазолина, пиперидина, индолина, изоиндолина, хинуклидина, морфолина, азоцина, азепина, 1,3,5-триазина, тиазола, птеридина, дигидрохинолина, гексаметиленимина, индазола, 2-этил-4-метилимидазола, 1,1,3-трихлортрифторацетона и их комбинаций. Отверждающий агент может составлять любой подходящий % по массе от отверждаемой органической смолы, термореактивного полимера или отверждаемой композиции, такой как от около 0,001% по массе до около 50% по массе, от около 0,01% по массе до около 20% по массе, или около 0,001% по массе или менее, или около 0,01% по массе, 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45 или около 50% по массе или более.
[0075] В различных вариантах реализации отверждаемая органическая смола содержит по меньшей мере одну из эпокси-аминной смолы (например, имеющей эпоксидный компонент и аминный компонент, такой как компонент аминного отверждающего агента) и эпокси-ангидридной смолы (например, имеющей эпоксидный компонент и ангидридный компонент, такой как компонент ангидридного отверждающего агента). Например, отверждаемая органическая смола может содержать по меньшей мере один эпоксидный компонент, который представляет собой полиэпоксид-замещенное моно- или поли(C5-C20)арильное соединение, где (C5-C20)арил является замещенным или незамещенным, при этом полиэпоксид-замещенное моно- или поли(C5-C20)арильное соединение составляет любую подходящую часть отверждаемой смолы, такую как от около 10% по массе до около 95% по массе, от около 60% по массе до около 90% по массе, около 10% по массе или менее, или около 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90 или около 95% по массе или более. В данном документе эпоксид-замещенная или аминозамещенная органическая группа, в которой органическая группа является замещенной или незамещенной, может иметь замещающий эпоксид или амин в любом из заместителей органической группы или непосредственно в самой органической группе. Эпоксидный компонент может представлять собой диэпоксид-замещенный фенил-(C1-C10)углеводородный радикал-фенил, где фенил и (C1-C10)углеводородный радикал, каждый независимо, являются замещенными или незамещенными. Эпоксидный компонент может представлять собой диглицидиловый эфир бисфенола А (2-[[4-[2-[4-(оксиран-2-илметокси)фенил]пропан-2-ил]фенокси]метил]оксиран).
[0076] Отверждаемая органическая смола может содержать по меньшей мере один эпоксидный компонент, который представляет собой эпоксид-замещенное соединение (C1-C10)углеводородного радикала, где (C1-C10)углеводородный радикал может быть независимо замещенным или незамещенным, при этом эпоксид-замещенное соединение (C1-C10)углеводородного радикала составляет любую подходящую часть отверждаемой смолы, такую как от около 5% по массе до около 60% по массе, от 10% по массе до около 30% по массе, или около 5% по массе или менее, или около 10% по массе, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55 или около 60% по массе или более. В некоторых вариантах реализации эпоксидный компонент может представлять собой (C1-C10)углеводородный радикал-глицидиловый эфир, такой как бутилглицидиловый эфир.
[0077] Отверждаемая органическая смола может содержать по меньшей мере один эпоксидный компонент, который представляет собой полиэпоксид-замещенное (C5-C20)циклоалкильное соединение, где (C5-C20)циклоалкил является замещенным или незамещенным, при этом полиэпоксид-замещенное (C5-C20)циклоалкильное соединение составляет любую подходящую часть отверждаемой смолы, такую как от около 5% по массе до около 60% по массе, от около 10% по массе до около 30% по массе, или около 5% по массе или менее, или около 10% по массе, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55 или около 60% по массе или более. Эпоксидный компонент может представлять собой диглицидиловый эфир циклогександиметанола. В различных вариантах реализации смола содержит комбинацию полиэпоксид-замещенного (C5-C20)циклоалкильного соединения и полиэпоксид-замещенного моно- или поли(C5-C20)арильного соединения, такую как комбинация диглицидилового эфира циклогександиметанола и диглицидилового эфира бисфенола А. В некоторых вариантах реализации смола содержит комбинацию полиэпоксид-замещенного (C5-C20)циклоалкильного соединения, полиэпоксид-замещенного моно- или поли(C5-C20)арильного соединения и эпоксид-замещенного соединения (C1-C10)углеводородного радикала, такую как комбинация диглицидилового эфира циклогександиметанола, диглицидилового эфира бисфенола А и бутилглицидилового эфира.
[0078] Отверждаемая органическая смола или отверждаемая композиция может содержать по меньшей мере один аминный компонент, который представляет собой полиамино-замещенный (C1-C30)углеводородный радикал, где (C1-C30)углеводородный радикал и каждый амин независимо являются замещенными или незамещенными, в любой подходящей пропорции относительно отверждаемой композиции, такой как от около 5% по массе до около 50% по массе, от около 10% по массе до около 30% по массе, около 5% по массе или менее, или около 10% по массе, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45 или около 50% по массе или более. Аминный компонент может представлять собой бис(амино(C0-C5)углеводородный радикал)(C6-C20)арильное соединение, где (C6-C20)арил, (C0-C5)углеводородный радикал и каждый амин, каждый независимо, являются замещенными или незамещенными. Аминный компонент может представлять собой диэтилтолуолдиамин. Отверждаемая органическая смола или отверждаемая композиция может содержать по меньшей мере один аминный компонент, который представляет собой полиамино-замещенный поли((C2-C5)углеводородный окси-радикал-), где каждый (C2-C5)углеводородный окси-радикал и каждый амин независимо являются замещенными или незамещенными. Аминный компонент может представлять собой полиоксипропилендиамин. Отверждаемая органическая смола или отверждаемая композиция может содержать аминный компонент, который представляет собой моно- или полиамино(C0-C10)углеводородный радикал(C6-C20)арил, где (C0-C10)углеводородный радикал, (C6-C20)арил и каждый амин, каждый независимо, являются замещенными или незамещенными. Аминный компонент может представлять собой трис(амино(C1-C3)углеводородный радикал)бензол, где (C1-C3)углеводородный радикал, бензол и каждый амин независимо являются замещенными или незамещенными. Аминный компонент может представлять собой 2,4,6-трис(диметиламинометил)фенол.
[0079] Отверждаемая смола или отверждаемая композиция может содержать ангидридный компонент, такой как ангидридный отверждающий агент. Ангидрид может представлять собой любое подходящее соединение, которое содержит ангидридный фрагмент и которое может действовать как отверждающий агент с отверждаемой смолой в отверждаемой композиции. Ангидридный компонент может представлять собой малеиновый ангидрид или янтарный ангидрид, конденсированный с замещенным или незамещенным (C5-C20)углеводородным кольцом, или множество указанных конденсированных малеиновых или янтарных ангидридов, связанных вместе посредством замещенного или незамещенного (C0-C30)углеводородного радикала, прерванных 0, 1, 2 или 3 атомами кислорода. Например, ангидрид может представлять собой ароматический ангидрид, такой как ангидрид 3,3′,4,4′-фенилтетракарбоновой кислоты, или множество таких молекул, связанных вместе в любом подходящем положении посредством C0-C30замещенного или незамещенного углеводородного линкера, необязательно прерванных 0-3 атомами кислорода, например, диангидрид бисфенола A (BPADA, 2,2-бис[4-(3,4-дикарбоксифенокси)фенил]пропана диангидрид), бифенил-диангидрид (BPDA, диангидрид 3,3',4,4'-бифенилтетракарбоновой кислоты) или диангидрид бензофенон-3,3′,4,4′-тетракарбоновой кислоты. Например, ангидрид может представлять собой пятичленный циклический ангидрид, конденсированный с другим кольцом (например, малеиновый или янтарный ангидрид, конденсированный с C5-C10 алифатическим или ароматическим замещенным или незамещенным кольцом), такой как ангидрид метил-5-норборнен-2,3-дикарбоновой кислоты, ангидрид метилтетрагидрофталевой кислоты или ангидрид метилгексагидрофталевой кислоты. Ангидридный компонент может составлять любой подходящий % по массе от отверждаемой смолы или отверждаемой композиции, такой как от около 0,001% по массе до около 50% по массе, от около 0,01% по массе до около 20% по массе, или около 0,001% по массе или менее, или около 0,01% по массе, 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45 или около 50% по массе или более.
Органофильно модифицированная глина.
[0080] Отверждаемая композиция может содержать органофильно модифицированную глину. Органофильно модифицированная глина может представлять собой любую глину, которая обладает гидрофильными свойствами (например, по меньшей мере частично гидрофильную глину или гидрофильную глину). В некоторых вариантах реализации указанный способ дополнительно включает органофильно модификацию глины для обеспечения органофильно модифицированной глины, тогда как в других вариантах реализации глину модифицируют до осуществления указанного способа. Органофильно модификация по меньшей мере частично может происходить на поверхности и по меньшей мере частично может происходить в подземном пласте.
[0081] Органофильно модифицированная глина может присутствовать в отверждаемой композиции в такой концентрации, что отверждаемая композиция имеет более высокий предел текучести, чем соответствующая отверждаемая композиция, по существу не содержащая органофильно модифицированной глины. Любая подходящая часть отверждаемой композиции может содержать органофильно модифицированную глину, например, от около 0,01% по массе до около 50% по массе отверждаемой композиции, от около 1% по массе до около 20% по массе, или около 0,01% по массе или менее, или около 0,01, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 22, 24, 25, 30, 35, 40, 45 или около 50% по массе или более.
[0082] Органофильно модифицированная глина может содержать любую одну или более подходящих глин. Например, органофильно модифицированная глина может включать по меньшей мере один из каолинита (например, каолинит, накрит, диккит и галлуазит), монтморрилонита (например, монтмориллонит, монтмориллонит-смектит, бентонит, самонит, нонтронит, гекторит или сауконит), иллита (например, иллит, гидробиотит, глауконит, брамаллит) и хлорита (например, хлорит или шамозит). Органофильно модифицированная глина может содержать вермикулит, аттапульгит или сепиолит. С глиной могут быть дополнительно связаны другие минеральные компоненты. В некоторых вариантах реализации органофильно модифицированная глина содержит монтмориллонит.
[0083] Органофильно модификация глины может представлять собой любую подходящую органофильно модификацию, которая обеспечивает более высокую гидрофильность глины, чем гидрофильность соответствующей глины, не имеющей органофильно модификации или подверженной органофильно модификации в меньшей степени. Органофильно модификация может представлять собой модификацию поверхности или модификацию, которая происходит также в неповерхностных областях. Органофильно модификация может представлять собой ионный обмен с катионными поверхностно-активными веществами, имеющими гидрофобные или органофильно группы. Органофильно модификация может представлять собой электростатическое присоединение поверхностно-активного вещества. Органофильно модификация может представлять собой по меньшей мере одно из катионного замещения, физической сорбции (например, по существу без изменения связей) и хемосорбции (например, с изменением связей). Катион может заменять другие катионы в глине с образованием органофильно модификации. Анион может координировать один или более катионов в глине с образованием органофильно модификации.
[0084] Органофильно модифицированная глина может содержать по меньшей мере одно соединение для органофильно модификации или его ион (например, соединение для органофильно модификации представляет собой соль или пару ионов, которые образуют соединение с нейтральным зарядом, и глина содержит по меньшей мере один ион из указанной соли). По меньшей мере одно соединение для органофильно модификации или его ион может составлять любую подходящую часть органофильно модифицированной глины, такую как от около 0,01% по массе до около 80% по массе органофильно модифицированной глины, или от около 10% по массе до около 50% по массе, или около 0,01% по массе или менее, или около 0,1% по массе, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75 или около 80% по массе или более.
[0085] В различных вариантах реализации соединение для органофильно модификации представляет собой по меньшей мере одно из замещенной или незамещенной (C10-C50)жирной кислоты или ее соли, три- или тетра-(C1-C50)(углеводородный радикал)аммониевой соли и три- или тетра-(C1-C50)(углеводородный радикал)фосфониевой соли, где каждый (C1-C50)углеводородный радикал выбран независимо, является замещенным или незамещенным и прерван 0, 1, 2 или 3 атомами, выбранными из -O-, -S- и замещенного или незамещенного -NH-.
[0086] Соединение для органофильно модификации может включать соль (C10-C50)жирной кислоты, такую как стеарат магния и стеарат цинка. Соединение для органофильно модификации может включать по меньшей мере одну из три- или тетра-(C1-C50)(углеводородный радикал)аммониевой соли и три- или тетра-(C1-C50)алкил- или алкенилфосфониевой соли, где каждый (C1-C50)углеводородный радикал выбран независимо. Соединение для органофильно модификации может включать по меньшей мере одно из триметилстеариламмониевой соли, додецилтриметиламмоний бромида, гексадецилтриметиламмоний бромида, тетрадецилтриметиламмоний бромида и тетрафенилфосфоний бромида.
[0087] Органофильно модифицированная глина может иметь любую подходящую плотность. Например, органофильно модифицированная глина может иметь плотность от около 50 кг/м3 до около 5000 кг/м3, или от около 200 кг/м3 до около 500 кг/м3, или около 50 кг/м3 или менее, или около 100 кг/м3, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600, 650, 700, 750, 800, 850, 900, 950, 1000, 1050, 1100, 1150, 1200, 1250, 1300, 1350, 1400, 1450, 1500, 1550, 1600, 1650, 1700, 1750, 1800, 1850, 1900, 1950, 2000, 2100, 2200, 2300, 2400, 2500, 2600, 2700, 2800, 2900, 3000, 3100, 3200, 3300, 3400, 3500, 3600, 3700, 3800, 3900, 4000, 4250, 4500, 4750 или около 5000 кг/м3 или более.
[0088] Органофильно модифицированная глина может иметь любой подходящий размер частиц (например, наибольший размер частицы), такой как от 1 нм до около 10 мм, от около 100 нм до около 5 мм, от около 300 нм до около 600 нм, или около 1 нм или менее, около 5 нм, 10, 20, 25, 50, 75, 100, 150, 200, 250, 300, 400, 500, 600, 700, 800, 900 нм, 1 мм, 1,5, 2, 2,5, 3, 3,5, 4, 4,5, 5, 6, 7, 8, 9 или около 10 мм или более.
[0089] Для солей, описанных в настоящем документе, положительно заряженный противоион (например, в соли жирной кислоты) может быть любым подходящим положительно заряженным противоионом, таким как аммоний (NH4 +) или щелочной металл, такой как натрий (Na+), калий (K+) или литий (Li+). В некоторых вариантах реализации противоион может иметь положительный заряд более +1, который в некоторых вариантах реализации образует комплекс с несколькими ионизированными группами, такой как Zn2+, Al3+, или щелочноземельные металлы, такие как Ca2+ или Mg2+.
[0090] В различных вариантах реализации отрицательно заряженный противоион (например, в аммониевой соли с гидрофобным ионом аммония) может быть любым подходящим отрицательно заряженным противоионом, таким как галогенид (например, фторид, хлорид, йодид или бромид), нитрат, гидросульфат, дигидрофосфат, бикарбонат, нитрит, перхлорат, йодат, хлорат, бромат, хлорит, гипохлорит, гипобромит, цианид, амид, цианат, гидроксид, перманганат, сопряженное основание любой карбоновой кислоты (например, ацетат или формиат). В некоторых вариантах реализации противоион может иметь отрицательный заряд более -1, который в некоторых вариантах реализации может образовывать комплекс с несколькими ионизированными группами, такой как оксид, сульфид, нитрид, арсенат, фосфат, арсенит, гидрофосфат, сульфат, тиосульфат, сульфит, карбонат, хромат, дихромат, пероксид или оксалат.
Другие компоненты.
[0091] Отверждаемая композиция, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, или смесь, содержащая отверждаемую композицию, может содержать любой подходящий дополнительный компонент в любой подходящей пропорции, так что отверждаемая композиция или смесь, содержащая ее, может быть использована так, как описано в настоящем документе.
[0092] В некоторых вариантах реализации отверждаемая композиция содержит один или более загустителей. Загуститель может представлять собой любой подходящий загуститель. Загуститель может влиять на вязкость отверждаемой композиции или растворителя, приведенного в контакт с отверждаемой композицией в любое подходящее время и в любом подходящем месте. В некоторых вариантах реализации загуститель обеспечивает повышенную вязкость по меньшей мере в один момент времени: до ввода в подземный пласт, во время ввода в подземный пласт, во время прохождения по трубе, расположенной в стволе скважины, по достижении композицией определенного местоположения под землей или через некоторое время после достижения композицией определенного местоположения под землей. В некоторых вариантах реализации загуститель может составлять от около 0,000,1% по массе до около 10% по массе отверждаемой композиции или смеси, содержащей ее, от около 0,004% по массе до около 0,01% по массе, или около 0,000,1% по массе или менее, 0,000,5% по массе, 0,001, 0,005, 0,01, 0,05, 0,1, 0,5, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 или около 10% по массе или более отверждаемой композиции или смеси, содержащей ее.
[0093] Загуститель может содержать по меньшей мере одно из замещенного или незамещенного полисахарида и замещенного или незамещенного полиалкена (например, полиэтилена, где этиленовые звенья являются замещенными или незамещенными, полученными из соответствующего замещенного или незамещенного этилена), где указанный полисахарид или полиалкен является сшитым или несшитым. Загуститель может включать полимер, содержащий по меньшей мере одно повторяющееся звено, полученное из мономера, выбранного из группы, состоящей из этиленгликоля, акриламида, винилацетата, 2-акриламидометилпропансульфоновой кислоты или ее солей, галогенида триметиламмоний-этилакрилата и галогенида триметиламмоний-этилметакрилата. Загуститель может содержать поперечно сшитый гель или сшиваемый гель. Загуститель может содержать по меньшей мере одно из линейного полисахарида и поли((C2-C10)алкена), где (C2-C10)алкен является замещенным или незамещенным. Загуститель может содержать по меньшей мере одно из поли(акриловой кислоты) или ее сложных (C1-C5)алкиловых эфиров, поли(метакриловой кислоты) или ее сложных (C1-C5)алкиловых эфиров, поли(винилацетата), поли(винилового спирта), поли(этиленгликоля), поли(винилпирролидона), полиакриламида, поли(гидроксиэтилметакрилата), альгината, хитозана, курдлана, декстрана, эмульсана, галактоглюкополисахарида, геллана, глюкуронана, N-ацетилглюкозамина, N-ацетилгепарозана, гиалуроновой кислоты, кефирана, лентинана, левана, маурана, пуллулана, склероглюкана, шизофиллана, стевартана, сукциногликана, ксантана, диутана, велана, дериватизованного крахмала, тамаринда, трагаканта, гуаровой камеди, дериватизованного гуара (например, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгуар или карбоксиметилгидроксипропилгуар), камеди гхатти, гуммиарабика, камеди плодов рожкового дерева и дериватизованной целлюлозы (например, карбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, гидроксипропилцеллюлоза или метилгидроксиэтилцеллюлоза).
[0094] В некоторых вариантах реализации загуститель может содержать по меньшей мере одно из гомополимера поли(винилового спирта), сополимера поли(винилового спирта), сшитого гомополимера поли(винилового спирта) и сшитого сополимера поли(винилового спирта). Загуститель может содержать сополимер поли(винилового спирта) или сшитый сополимер поли(винилового спирта), содержащего по меньшей мере один из привитового, линейного, разветвленного, блочного и статистического сополимера винилового спирта и по меньшей мере один из замещенного или незамещенного (C2-C50)углеводородного радикала, содержащего по меньшей мере одну ненасыщенную связь C-C, и замещенного или незамещенного (C2-C50)алкена. Загуститель может содержать сополимер поли(винилового спирта или сшитый сополимер поли(винилового спирта), содержащего по меньшей мере один из привитого, линейного, разветвленного, блочного и статистического сополимера винилового спирта и по меньшей мере одно из винилфосфоновой кислоты, винилидендифосфоновой кислоты, замещенной или незамещенной 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, замещенной или незамещенной (C1-C20)алкеновой кислоты, пропеновой кислоты, бутеновой кислоты, пентеновой кислоты, гексеновой кислоты, октеновой кислоты, ноненовой кислоты, деценовой кислоты, акриловой кислоты, метакриловой кислоты, гидроксипропилакриловой кислоты, акриламида, фумаровой кислоты, метакриловой кислоты, гидроксипропилакриловой кислоты, винилфосфоновой кислоты, винилидендифосфоновой кислоты, итаконовой кислоты, кротоновой кислоты, мезоконовой кислоты, цитраконовой кислоты, стиролсульфоновой кислоты, аллилсульфоновой кислоты, метилаллилсульфоновой кислоты, винилсульфоновой кислоты и их замещенных или незамещенных сложных (C1-C20)алкиловых эфиров. Загуститель может содержать сополимер поли(винилового спирта) или сшитый сополимер поли(винилового спирта), содержащего по меньшей мере один из привитого, линейного, разветвленного, блочного и статистического сополимера винилового спирта и по меньшей мере один из винилацетата, винилпропаноата, винилбутаноата, винилпентаноата, винилгексаноата, винил-2-метилбутаноата, винил-3-этилпентаноата и винил-3-этилгексаноата, малеинового ангидрида, замещенного или незамещенного (C1-C20)алкен-замещенного или незамещенного (C1-C20)алканового ангидрида, замещенного или незамещенного (C1-C20)алкен-замещенного или незамещенного (C1-C20)алкенового ангидрида, ангидрида пропеновой кислоты, ангидрида бутеновой кислоты, ангидрида пентеновой кислоты, ангидрида гексеновой кислоты, ангидрида октеновой кислоты, ангидрида ноненовой кислоты, ангидрида деценовой кислоты, ангидрида акриловой кислоты, ангидрида фумаровой кислоты, ангидрида метакриловой кислоты, ангидрида гидроксипропилакриловой кислоты, ангидрида винилфосфоновой кислоты, ангидрида винилидендифосфоновой кислоты, ангидрида итаконовой кислоты, ангидрида кротоновой кислоты, ангидрида мезоконовой кислоты, ангидрида цитраконовой кислоты, ангидрида стиролсульфоновой кислоты, ангидрида аллилсульфоновой кислоты, ангидрида металлилсульфоновой кислоты, ангидрида винилсульфоновой кислоты и N-(C1-C10)алкенил-азотсодержащего замещенного или незамещенного (C1-C10)гетероцикла. Загуститель может содержать сополимер поли(винилового спирта) или сшитый сополимер поли(винилового спирта), содержащего по меньшей мере один из привитого, линейного, разветвленного, блочного и статистического сополимера, который содержит сополимер поли(винилового спирта/акриламида), сополимер поли(винилового спирта/2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты), сополимер поли(акриламида/2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты) или сополимер поли(винилового спирта/N-винилпирролидона). Загуститель может содержать сшитый гомополимер или сополимер поли(винилового спирта), содержащий сшивающий агент, который содержит по меньшей мере один из хрома, алюминия, сурьмы, циркония, титана, кальция, бора, железа, кремния, меди, цинка, магния и их ионов. Загуститель может содержать сшитый гомополимер или сополимер поли(винилового спирта), содержащий сшивающий агент, который содержит по меньшей мере один из альдегида, образующего альдегид соединения, карбоновой кислоты или ее сложного эфира, сульфоновой кислоты или ее сложного эфира, фосфоновой кислоты или ее сложного эфира, ангидрида кислоты и эпигалогенгидрина.
[0095] В различных вариантах реализации отверждаемая композиция может содержать один или более сшивающих агентов. Сшивающий агент может быть любым подходящим сшивающим агентом. В некоторых примерах сшивающий агент может быть введен в сшитый загуститель, а в других примерах сшивающий агент может сшивать сшиваемый материал (например, под землей). Сшивающий агент может содержать по меньшей мере один из хрома, алюминия, сурьмы, циркония, титана, кальция, бора, железа, кремния, меди, цинка, магния и их ионов. Сшивающий агент может содержать по меньшей мере одно из борной кислоты, буры, бората, (C1-C30)(углеводородный радикал)-бороновой кислоты, сложного эфира (C1-C30)(углеводородный радикал) и (C1-C30)(углеводородный радикал)-бороновой кислоты, модифицированного (C1-C30)(углеводородный радикал)бороновой кислотой полиакриламида, хлорида железа (III), тетрагидрата октабората динатрия, метабората натрия, дибората натрия, тетрабората натрия, тетрабората динатрия, пентабората, улексита, колеманита, оксида магния, лактата циркония, триэтаноламин циркония, триэтаноламин-лактата циркония, карбоната циркония, ацетилацетоната циркония, малата циркония, цитрата циркония, диизопропиламин-лактата циркония, гликолята циркония, триэтаноламин-гликолята циркония, лактат-гликолята циркония, лактата титана, малата титана, цитрата титана, лактата титана-аммония, триэтаноламина титана, ацетилацетоната титана, лактата алюминия и цитрата алюминия. В некоторых вариантах реализации сшивающий агент может представлять собой (C1-C20)алкиленбиакриламид (например, метиленбисакриламид), поли((C1-C20)алкенил)-замещенный моно- или поли-(C1-C20)алкиловый эфир (например, аллиловый эфир пентаэритрита) и поли(C2-C20)алкенилбензол (например, дивинилбензол). В некоторых вариантах реализации сшивающий агент может представлять собой по меньшей мере один из алкилдиакрилата, этиленгликольдиакрилата, этиленгликольдиметакрилата, полиэтиленгликольдиакрилата, полиэтиленгликольдиметакрилата, диакрилата этоксилированного бисфенола А, диметакрилата этоксилированного бисфенола А, триакрилата этоксилированного триметилолпропана, триметакрилата этоксилированного триметилолпропана, этоксилированного глицерилтриакрилата, этоксилированного глицерилтриметакрилата, этоксилированного пентаэритрит-тетраакрилата, этоксилированного пентаэритрит-тетраметакрилата, этоксилированного дипентаэритрит-гексаакрилата, полиакрилата полиглицерилмоноэтиленоксида, полиакрилата полиглицерил-полиэтиленгликоля, дипентаэритрит-гексаакрилата, дипентаэритрит-гексаметакрилата, неопентилгликоль-диакрилата, неопентилгликоль-диметакрилата, пентаэритрит-триакрилата, пентаэритрит-триметакрилата, триметилолпропан-триакрилата, триметилолпропан-триметакрилата, трициклодекан-диметанолдиакрилата, трициклодекан-диметанолдиметакрилата, 1,6-гександиолдиакрилата и 1,6-гександиолдиметакрилата. Сшивающий агент может составлять от около 0,000,01% по массе до около 5% по массе отверждаемой композиции или смеси, содержащей ее, от около 0,001% по массе до около 0,01% по массе, или около 0,000,01% по массе или менее, или около 0,000,05% по массе, 0,000,1, 0,000,5, 0,001, 0,005, 0,01, 0,05, 0,1, 0,5, 1, 2, 3, 4 или около 5% по массе или более.
[0096] В некоторых вариантах реализации отверждаемая композиция может содержать один или более разжижителей. Разжижитель может представлять собой любой подходящий разжижитель, так что окружающий флюид (например, флюид для гидроразрыва) может быть по меньшей мере частично разрушен для более полного и более эффективного его извлечения, например, по завершении гидравлического разрыва. В некоторых вариантах реализации разжижитель может быть инкапуслирован или составлен иным образом с получением отсроченного высвобождения или высвобождения разжижителя по времени, так что окружающий флюид может оставаться вязким в течение подходящего количества времени до разжижения. Разжижитель может представлять собой любой подходящий разжижитель; например, разжижитель может представлять собой соединение, которое содержит Na+, K+, Li+, Zn+, NH4 +, Fe2+, Fe3+, Cu1+, Cu2+, Ca2+, Mg2+, Zn2+ и Al3+ соль хлорид-, фторид-, бромид-, фосфат- или сульфат-иона. В некоторых примерах разжижитель может быть окислительным разжижителем или ферментативным разжижителем. Окислительный разжижитель может быть по меньшей мере одной из Na+, K+, Li+, Zn+, NH4 +, Fe2+, Fe3+, Cu1+, Cu2+, Ca2+, Mg2+, Zn2+ и Al3+ соли персульфат-, перкарбонат-, перборат-, пероксид-, перфосфонат-, перманганат-, хлорит- или гипохлорит-иона. Ферментативный разжижитель может быть по меньшей мере одной из альфа- или бета-амилазы, амилоглюкозидазы, олигоглюкозидазы, инвертазы, мальтазы, целлюлазы, гемицеллюлазы и манногидролазы. Разжижитель может составлять от около 0,001% по массе до около 30% по массе отверждаемой композиции или смеси, содержащей ее, или от около 0,01% по массе до около 5% по массе, или около 0,001% по массе или менее, или около 0,005% по массе, 0,01, 0,05, 0,1, 0,5, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 22, 24, 26, 28 или около 30% по массе или более.
[0097] Отверждаемая композиция или смесь, содержащая отверждаемую композицию, может содержать любой подходящий флюид. Например, флюид может представлять собой по меньшей мере одно из сырой нефти, метилового эфира дипропиленгликоля, диметилового эфира дипропиленгликоля, метилового эфира дипропиленгликоля, диметилового эфира дипропиленгликоля, диметилформамида, метилового эфира диэтиленгликоля, бутилового эфира этиленгликоля, бутилового эфира диэтиленгликоля, бутилглицидилового эфира, пропиленкарбоната, D-лимонена, C2-C40 жирной кислоты C1-C10 алкилового эфира (например, метилового эфира жирной кислоты), тетрагидрофурфурилметакрилата, тетрагидрофурфурилакрилата, 2-бутоксиэтанола, бутилацетата, бутиллактата, фурфурилацетата, диметилсульфоксида, диметилформамида, продукта нефтеперегонки фракции (например, дизельной, керосиновой, нафты и т.п.) минерального масла, углеводородного масла, углеводорода, содержащего ароматическую углерод-углеродную связь (например, бензола, толуола), углеводорода, содержащего альфа-олефин, ксилолов, ионной жидкости, метилэтилкетона, сложного эфира щавелевой, малеиновой или янтарной кислоты, метанола, этанола, пропанола (изо- или нормального), бутилового спирта (изо-, трет- или нормального), алифатического углеводорода (например, циклогексанона, гексана), воды, насыщенного солевого раствора, промысловой воды, воды обратного притока, солоноватой воды и морской воды. Флюид может составлять от около 0,001% по массе до около 99,999% по массе отверждаемой композиции или смеси, содержащей ее, или около 0,001% по массе или менее, 0,01% по массе, 0,1, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90, 95, 96, 97, 98, 99, 99,9, 99,99, или около 99,999% по массе или более.
[0098] Отверждаемая композиция, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, или смесь, содержащая ее, может содержать любой подходящий скважинный флюид. Отверждаемая композиция, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, может быть комбинирована с любым подходящим скважинным флюидом до, во время или после внесения отверждаемой композиции в подземный пласт или приведения в контакт отверждаемой композиции и подземного материала. В некоторых примерах отверждаемую композицию, содержащую отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, комбинируют со скважинным флюидом на поверхности, а затем комбинированную композицию вносят в подземный пласт или приводят в контакт с подземным материалом. В другом примере отверждаемую композицию, содержащую отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, закачивают в подземный пласт для комбинирования со скважинным флюидом, и комбинированную композицию приводят в контакт с подземным материалом или считают внесенной в подземный пласт. Внесение отверждаемой композиции в подземный пласт может включать приведение в контакт подземного материала и указанной смеси. Любой подходящий массовый процент отверждаемой композиции или смеси, содержащей ее, которую вносят в подземный пласт или приводят в контакт с подземным материалом, может представлять собой скважинный флюид, например, от около 0,001% по массе до около 99,999% по массе, от около 0,01% по массе до около 99,99% по массе, от около 0,1% по массе до около 99,9% по массе, от около 20% по массе до около 90% по массе, или около 0,001% по массе или менее, или около 0,01% по массе, 0,1, 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 85, 90, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98, 99, 99,9, 99,99% по массе, или около 99,999% по массе или более отверждаемой композиции или смеси, содержащей ее.
[0099] В некоторых вариантах реализации отверждаемая композиция или смесь, содержащая ее, может содержать любое подходящее количество любого подходящего материала, используемого в скважинном флюиде. Например, отверждаемая композиция или смесь, содержащая ее, может содержать воду, солевой раствор, водную основу, кислоту, масло, органический растворитель, масляную фазу синтетического флюида, водный раствор, спирт или многоатомный спирт, целлюлозу, крахмал, агенты для регулирования щелочности, агенты для регулирования кислотности, агенты для регулирования плотности, модификаторы плотности, эмульгаторы, диспергаторы, полимерные стабилизаторы, сшивающие агенты, полиакриламид, полимер или комбинацию полимеров, антиоксиданты, термостабилизаторы, агенты для регулирования пенообразования, растворители, разбавители, пластификатор, наполнитель или неорганические частицы, пигмент, краситель, осаждающий агент, модификатор реологии, гидрофобизаторы, добавки для замедления схватывания, поверхностно-активные вещества, газы, добавки для снижения массы, добавки с большой массой, материалы для борьбы с потерей циркуляции, добавки для регулирования фильтрации, соли (например, любые подходящие соли, такие как калиевые соли, такие как хлорид калия, бромид калия, формиат калия; кальциевые соли, такие как хлорид кальция, бромид кальция, формиат кальция; цезиевые соли, такие как хлорид цезия, бромид цезия, формиат цезия или их комбинации), волокна, тиксотропные добавки, разжижители, сшивающие агенты, модификаторы реологии, ускорители отверждения, замедлители отверждения, рН модификаторы, хелатообразующие агенты, ингибиторы накипеобразования, ферменты, смолы, материалы для борьбы с водопроявлениями, окислители, маркеры, портландцемент, пуццолановый цемент, гипсоцемент, цемент с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковый цемент, кремнеземистый цемент, золу-унос, метакаолин, сланец, цеолит, соединение кристаллического диоксида кремния, аморфный диоксид кремния, гидратируемые глины, микросферы, известь или их комбинацию. В различных вариантах реализации отверждаемая композиция или смесь, содержащая ее, может содержать один или более компонентов-добавок, таких как: понизители вязкости COLDTROL®, ATC®, OMC 2™ и OMC 42™; загуститель и суспендирующий агент RHEMOD™; добавки для временного повышения вязкости TEMPERUS™ и VIS-PLUS®; загуститель/суспендирующий агент TAU-MOD™; агенты для регулирования фильтрации ADAPTA®, DURATONE® HT, THERMO TONE™, BDF™-366 и BDF™-454; полимерный агент для регулирования фильтрации и загуститель LIQUITONE™; стабилизатор эмульсии FACTANT™; эмульгаторы LE SUPERMUL™, EZ MUL® NT и FORTI-MUL®; гидрофобизатор для тяжелых флюидов DRIL TREAT®; тампонирующий агент BARACARB®; утяжелитель BAROID®; агент для очистки скважины BAROLIFT®; утяжелитель для очистки скважины SWEEP-WATE®; модификатор реологии BDF-508; и органофильно глина GELTONE® II. В различных вариантах реализации отверждаемая композиция или смесь, содержащая ее, может содержать один или более компонентов-добавок, таких как: загустители X-TEND® II, PACTM-R, PACTM-L, LIQUI-VIS® EP, BRINEDRIL-VISTM, BARAZAN®, N-VIS® и AQUAGEL®; агенты для регулирования фильтрации THERMA-CHEK®, N-DRILTM, N-DRILTM HT PLUS, IMPERMEX®, FILTERCHEKTM, DEXTRID®, CARBONOX® и BARANEX®; стабилизаторы сланцев PERFORMATROL®, GEMTM, EZ-MUD®, CLAY GRABBER®, CLAYSEAL®, CRYSTAL-DRIL® и CLAY SYNCTM II; смазывающие агенты NXS-LUBETM, EP MUDLUBE® и DRIL-N-SLIDETM; понизители вязкости QUIK-THIN®, IRON-THINTM и ENVIRO-THINTM; раскислитель SOURSCAVTM; ингибитор коррозии BARACOR®; и материалы для борьбы с потерей циркуляции WALL-NUT®, SWEEP-WATE®, STOPPITTM, PLUG-GIT®, BARACARB®, DUO-SQUEEZE®, BAROFIBRE™, STEELSEAL® и HYDRO-PLUG®. Любая подходящая часть отверждаемой композиции или смеси, содержащей отверждаемую композицию, может содержать любой необязательный компонент, перечисленный в данном параграфе, например, от около 0,001% по массе до около 99,999% по массе, от около 0,01% по массе до около 99,99% по массе, от около 0,1% по массе до около 99,9% по массе, от около 20 до около 90% по массе, или около 0,001% по массе или менее, или около 0,01% по массе, 0,1, 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 85, 90, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98, 99, 99,9, 99,99% по массе, или около 99,999% по массе или более отверждаемой композиции или смеси.
[00100] Пачка представляет собой относительно небольшое количество (например, менее около 500 баррелей (79,5 куб. м) или менее около 200 баррелей (31,8 куб. м)) бурового флюида, используемого для выполнения определенной задачи, с которой не может справиться обычный буровой флюид. Например, пачка может представлять собой пачку высокой вязкости, например, для облегчения подъема вырубленной породы из вертикальной скважины. В другом примере пачка может представлять собой пачку пресной воды, например, для растворения соляного пласта. Другой пример представляет собой пачка для освобождения трубы, например, для разрушения осадка на фильтре и ослабления сил дифференциального прихвата. В другом примере пачка представляет собой пачку материала для борьбы с потерей циркуляции, например, для герметизации зоны поглощения. Пачка может содержать любой компонент, описанный в настоящем документе как компонент бурового флюида.
[00101] Цементный раствор может содержать водную смесь по меньшей мере одного из цемента и цементной пыли. Отверждаемая композиция, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, может образовывать пригодную для применения комбинацию с цементом или цементной пылью. Цементная пыль может представлять собой любую подходящую цементную пыль. Цементная пыль может быть получена при производстве цемента, и может представлять собой частично кальцинированный материал, загружаемый в печь, который удаляют из газового потока и собирают в пылеулавливатель в процессе производства. Преимущественно, цементная пыль может быть использована экономически эффективно, поскольку цементную пыль зачастую рассматривают как малоценный побочный продукт цементной промышленности. Некоторые варианты реализации цементного раствора могут содержать цементную пыль и не содержать цемента, могут содержать цементную пыль и цемент, или могут содержать цемент и не содержать цементной пыли. Цемент может быть любым подходящим цементом. Цемент может быть гидравлическим цементом. В соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения могут быть использованы различные виды цемента; например, цементы, содержащие кальций, алюминий, кремний, кислород, железо или серу, которые могут схватываться и затвердевать вследствие реакции с водой. Подходящие цементы могут включать портландцементы, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, цементы с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковые цементы, кремнеземистые цементы и их комбинации. В некоторых вариантах реализации портландцементы, которые подходят для применения в различных вариантах реализации настоящего изобретения, классифицированы Американским нефтяным институтом как цементы классов A, C, H и G, API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, пятое изд., 1 июля, 1990. Цемент может быть, в целом, введен в цементный раствор в количестве, достаточном для обеспечения требуемой прочности на сжатие, плотности или стоимости. В некоторых вариантах реализации гидравлический цемент может присутствовать в цементирующем флюиде в количестве от 0% по массе до около 100% по массе, от около 0% по массе до около 95% по массе, от около 20% по массе до около 95% по массе или от около 50% по массе до около 90% по массе. Цементная пыль может присутствовать в количестве по меньшей мере около 0,01% по массе или от около 5% по массе до около 80% по массе, или от около 10% по массе до около 50% по массе.
[00102] Необязательно, в композицию, содержащую цемент или цементную пыль согласно вариантам реализации настоящего изобретения, могут быть добавлены другие добавки, которые специалисты в данной области техники сочтут подходящими при прочтении данного описания. Любой дополнительный ингредиент, перечисленный в данном параграфе, может присутствовать или не присутствовать в отверждаемой композиции. Например, отверждаемая композиция может содержать золу-унос, метакаолин, сланец, цеолит, добавку для замедления схватывания, поверхностно-активное вещество, газ, ускорители, добавки для снижения массы, добавки с большой массой, материалы для борьбы с потерей циркуляции, добавки для регулирования фильтрации, диспергаторы и их комбинации. В некоторых примерах добавки могут содержать соединения кристаллического диоксида кремния, аморфный диоксид кремния, соли, волокна, гидратируемые глины, микросферы, пуццолановую известь, тиксотропные добавки, их комбинации и т.п.
[00103] В различных вариантах реализации отверждаемая композиция или смесь может содержать расклинивающий агент, покрытый смолой расклинивающий агент, инкапсулированную смолу или их комбинации. Расклинивающий агент представляет собой материал, который удерживает созданную трещину гидроразрыва пласта в по меньшей мере частично открытом состоянии во время или после операции гидроразрыва. Расклинивающие агенты могут быть внесены в подземный пласт (например, в скважину) в трещину с помощью флюида, такого как флюид для гидроразрыва или другой флюид. Высоковязкий флюид может обеспечивать более эффективную доставку расклинивающих агентов в требуемое местоположение трещины, особенно более крупных частиц расклинивающих агентов, вследствие более эффективного удерживания расклинивающих агентов во флюиде во взвешенном состоянии. Примеры расклинивающих агентов могут включать песок, гравий, стеклянные шарики, полимерные гранулы, измельченные продукты из скорлуп и семян, такие как ореховая скорлупа, и искусственные материалы, такие как керамический расклинивающий агент, боксит, тетрафторэтиленовые материалы (например, политетрафторэтилен TEFLONTM), материалы из фруктовых косточек, переработанную древесину, композиционные материалы в виде частиц, полученные из связующего вещества и мелкодисперсных частиц, таких как диоксид кремния, оксид алюминия, пирогенный диоксид кремния, технический углерод, графит, слюда, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, диоксид циркония, бор, зола-унос, полые стеклянные микросферы и цельные частицы стекла, или их смеси. В некоторых вариантах реализации расклинивающий агент может иметь средний размер частиц, при этом размер частиц представляет собой наибольший размер частицы, от около 0,001 мм до около 3 мм, от около 0,15 мм до около 2,5 мм, от около 0,25 мм до около 0,43 мм, от около 0,43 мм до около 0,85 мм, от около 0,85 мм до около 1,18 мм, от около 1,18 мм до около 1,70 мм или от около 1,70 до около 2,36 мм. В некоторых вариантах реализации расклинивающий агент может иметь распределение частиц по размеру, сгруппированное вокруг нескольких средних значений, например, одного, двух, трех или четырех различных средних размеров частиц. Отверждаемая композиция или смесь может содержать любое подходящее количество расклинивающего агента, например, от около 0,01% по массе до около 99,99% по массе, от около 0,1% по массе до около 80% по массе, от около 10% по массе до около 60% по массе, или около 0,01% по массе или менее, или около 0,1% по массе, 1, 2, 3, 4, 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 85, 90, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98, 99, около 99,9% по массе, или около 99,99% по массе или более.
Система или устройство.
[00104] В различных вариантах реализации настоящего изобретения предложена система. Система может быть любой подходящей системой, в которой может быть использована или которая может быть получена с использованием варианта реализации отверждаемой композиции, описанной в настоящем документе, в подземном пласте, или которая может обеспечивать осуществление или которая может быть получена посредством осуществления способа применения отверждаемой композиции, описанной в настоящем документе. Система может содержать отверждаемую композицию, содержащую по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера. Отверждаемая композиция также может содержать органофильно модифицированную глину. Система также может содержать подземный пласт, содержащий отверждаемую композицию, расположенную в нем. В некоторых вариантах реализации отверждаемая композиция в системе может содержать также скважинный флюид или систему, которая может содержать смесь отверждаемой композиции и скважинный флюид. В некоторых вариантах реализации система может содержать трубу и насос, выполненный с возможностью закачивания отверждаемой композиции в подземный пласт по трубе.
[00105] В различных вариантах реализации предложены системы и устройства, выполненные с возможностью доставки отверждаемой композиции, описанной в настоящем документе, в подземное местоположение и применения отверждаемой композиции в указанном местоположении, например, для операции цементирования, ремонтной операции (например, ремонтной обработки), операции ликвидации, операции уплотнения или операции гидроразрыва. В различных вариантах реализации система или устройство может содержать насос, гидравлически подключенный к трубе (например, любому подходящему типу нефтепромысловой трубы, такой как трубопровод, буровая труба, эксплуатационная насосно-компрессорная труба и т.п.), при этом труба содержит композицию, которая содержит отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину, описанную в настоящем документе. В некоторых вариантах реализации система или устройство может содержать обсадную трубу, при этом отверждаемая композиция расположена между обсадной трубой и стволом скважины или между обсадной трубой и другой обсадной трубой до ее схватывания. Отверждаемая композиция может быть внесена между обсадной трубой и стволом скважины или между обсадной трубой и другой обсадной трубой любым подходящим способом, например, посредством закачивания в скважину и обеспечения возможности вертикального движения отверждаемой композиции через кольцевое пространство, или посредством закачивания сверху в кольцевое пространство.
[00106] В некоторых вариантах реализации система может содержать бурильную колонну, расположенную в стволе скважины, при этом бурильная колонна содержит буровое долото на скважинном конце бурильной колонны. Система может содержать также кольцевое пространство между бурильной колонной и стволом скважины. Система может содержать также насос, выполненный с возможностью циркуляции отверждаемой композиции через бурильную колонну, через буровое долото и обратно на поверхность через кольцевое пространство. В некоторых вариантах реализации система может содержать установку для переработки флюида, выполненную с возможностью переработки отверждаемой композиции, выходящей из кольцевого пространства, с получением очищенного бурового флюида для рециркуляции в стволе скважины.
[00107] В некоторых вариантах реализации насос может представлять собой насос высокого давления. Используемый в данном документе термин «насос высокого давления» относится к насосу, способному обеспечивать доставку флюида в подземный пласт (например, в скважину) под давлением около 1000 фунтов на кв. дюйм (6,9 МПа) или более. Насос высокого давления может быть использован, если необходимо внести отверждаемую композицию в подземный пласт на уровне или выше градиента давления гидроразрыва подземного пласта, но он может быть использован также в случае отсутствия необходимости в гидроразрыве. В некоторых вариантах реализации насос высокого давления может обеспечивать возможность перемещения твердых частиц флюидом, например, частиц расклинивающего агента, в подземный пласт. Подходящие насосы высокого давления известны специалистам в данной области техники и могут включать насосы с плавающим поршнем и нагнетательные поршневые насосы.
[00108] В других вариантах реализации насос может представлять собой насос низкого давления. Используемый в данном документе термин «насос низкого давления» относится к насосу, работающему при давлении около 1000 фунтов на кв. дюйм (6,9 МПа) или менее. В некоторых вариантах реализации насос низкого давления может быть гидравлически подключен к насосу высокого давления, находящемуся в гидравлическом сообщении с трубой. То есть в таких вариантах реализации насос низкого давления может быть выполнен с возможностью подачи отверждаемой композиции в насос высокого давления. В таких вариантах реализации насос низкого давления может обеспечивать «повышение» давления отверждаемой композиции перед ее подачей в насос высокого давления.
[00109] В некоторых вариантах реализации системы или устройства, описанные в настоящем документе, могут дополнительно содержать смесительную емкость, расположенную перед насосом, в которой составляют отверждаемую композицию. В различных вариантах реализации насос (например, насос низкого давления, насос высокого давления или их комбинация) может обеспечивать подачу отверждаемой композиции из смесительной емкости или другого источника отверждаемой композиции в трубу. Однако в других вариантах реализации отверждаемая композиция может быть составлена на другом объекте и доставлена на производственный объект, и в таком случае отверждаемая композиция может быть введена в трубу с помощью насоса непосредственно из транспортировочного контейнера (например, грузовика, железнодорожной цистерны, баржи или т.п.) или из транспортного трубопровода. В любом случае, отверждаемая композиция может быть подана в насос, где ее давление повышают до подходящего уровня, а затем может быть введена в трубу для доставки в подземный пласт.
[00110] На Фиг. 1 проиллюстрировано схематическое изображение систем и устройств, которые могут обеспечивать доставку вариантов реализации отверждаемых композиций согласно настоящему изобретению в подземное местоположение, в соответствии с одним или более вариантами реализации. Следует отметить, что хотя на Фиг. 1, в целом, изображена наземная система или устройство, следует понимать, что подобные системы и устройства могут работать также в подводных условиях. Варианты реализации настоящего изобретения могут иметь другой масштаб, чем показано на Фиг. 1. Как показано на Фиг. 1, система или устройство 1 может содержать смесительную емкость 10, в которой может быть составлен вариант реализации отверждаемой композиции. Отверждаемая композиция может быть транспортирована по линии 12 к устью 14 скважины, где отверждаемую композицию подают в трубу 16, при этом труба 16 уходит от устья 14 скважины в подземный пласт 18. После выхода из трубы 16 отверждаемая композиция может затем проникать в подземный пласт 18. Насос 20 может быть выполнен с возможностью повышения давления отверждаемой композиции до требуемого уровня до ее введения в трубу 16. Следует понимать, что система или устройство 1 является исключительно иллюстративным по своей природе, и что могут присутствовать различные дополнительные компоненты, которые не обязательно были показаны на Фиг. 1 для большей ясности. В некоторых примерах дополнительные компоненты, которые могут присутствовать, включают питающие бункеры, клапаны, конденсаторы, адаптеры, соединительные элементы, измерительные приборы, датчики, компрессоры, регуляторы давления, датчики давления, регуляторы расхода, датчики расхода, датчики температуры и т.п. Хотя это не показано на Фиг. 1, в некоторых вариантах реализации по меньшей мере часть отверждаемой композиции может вытекать обратно к устью 14 скважины и выходить из подземного пласта 18.
[00111] Следует понимать также, что описанная композиция также может прямо или косвенно влиять на различное скважинное или подземное оборудование и устройства, которые могут быть приведены в контакт с отверждаемой композицией во время эксплуатации. Такое оборудование и инструменты могут включать обсадную трубу ствола скважины, хвостовик ствола скважины, колонну заканчивания, вставные колонны, бурильную колонну, гибкие НКТ, тросовый канат, кабельную проволоку, бурильную трубу, утяжеленные бурильные трубы, гидравлические забойные двигатели, скважинные двигатели и/или насосы, наземные двигатели и/или насосы, централизаторы, турбулизаторы, скребки, поплавковые элементы (например, башмаки, муфты, клапаны и т.п.), каротажные приборы и сопутствующее телеметрическое оборудование, механизмы управления (например, электромеханические устройства, гидромеханические устройства и т.п.), скользящие муфты, эксплуатационные муфты, затворы, сетчатые фильтры, фильтры, устройства для регулирования потока (например, устройства для регулирования притока, автономные устройства для регулирования притока, устройства для регулирования оттока и т.п.), соединительные элементы (например, электрогидравлическое «мокрое» соединение, «сухое» соединение, индуктивный соединитель и т.п.), линии управления (например, электрические, оптоволоконные, гидравлические и т.п.), линии для технического надзора, буровые долота и расширители, датчики или распределенные датчики, скважинные теплообменники, клапаны и соответствующие механизмы управления, уплотнители приборов, пакеры, цементные пробки, пробки-мосты и другие изолирующие устройства или компоненты ствола скважины, и т.п. Все указанные компоненты могут быть включены в системы и устройства, описанные, в целом, выше и изображенные на Фиг. 1.
Композиция для обработки подземного пласта.
[00112] В различных вариантах реализации предложена композиция для обработки подземного пласта. Отверждаемая композиция может быть любой подходящей композицией, которая может быть использована для осуществления варианта реализации способа обработки подземного пласта, описанного в настоящем документе. Например, отверждаемая композиция может содержать по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера. Отверждаемая композиция содержит органофильно модифицированную глину. Отверждаемая органическая смола может представлять собой эпоксидную смолу, такую как эпокси-аминная смола или эпокси-ангидридная смола. Органофильно модифицированная глина может представлять собой органофильно модифицированную монтмориллонитовую глину. В различных вариантах реализации предложен отвержденный продукт варианта реализации отверждаемой композиции, описанной в настоящем документе.
[00113] В некоторых вариантах реализации отверждаемая композиция дополнительно содержит скважинный флюид. Скважинный флюид может представлять собой любой подходящий скважинный флюид. В некоторых вариантах реализации скважинный флюид может представлять собой цементировочный раствор, флюид для гидроразрыва, флюид для ликвидации скважины, уплотнительный флюид или флюид для ремонтной обработки.
Способ получения композиции для обработки подземного пласта.
[00114] В различных вариантах реализации настоящего изобретения предложен способ получения композиции для обработки подземного пласта. Способ может быть любым подходящим способом, который обеспечивает получение композиции, описанной в настоящем документе. Например, способ может включать получение отверждаемой композиции, содержащей по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера, а также содержащей органофильно модифицированную глину.
Примеры
[00115] Различные варианты реализации настоящего изобретения станут лучше понятны со ссылкой на следующие примеры, которые предложены в иллюстративных целях. Настоящее изобретение не ограничено примерами, представленными в настоящем документе.
Пример 1
[00116] Способность органофильно модифицированных глин модифицировать реологические свойства исследовали с применением наноглины Nanomer® I.28E (NI28E) производства компании Nanocor Inc., стопроцентной дочерней компании корпорации AMCOL International Corporation, Хофман Эстейтс, штат Иллинойс, которая содержала около 25-30% по массе триметилстериламмониевого иона, имела плотность от около 200 до около 500 кг/м3 и имела средний размер частиц около 8-10 мкм. Реологические свойства системы на основе эпоксидной смолы, содержащей C1 (от около 60% по массе до около 90% по массе диглицидилового эфира бисфенола А и от около 10% по массе до около 30% по массе бутилглицидилового эфира), C2 (диглицидиловый эфир циклогександиметанола) и C3 (диэтилтолуолдиамин), и органофильно модифицированную глину, изучали с помощью реометра FANN® 35 с прикрепленным адаптером для определения предельного напряжения сдвига по Фэнну (FYSA). Результаты представлены в таблице 1. В каждом случае применения органофильно модифицированной глины на реологическом профиле наблюдали предел текучести (YP). Кроме того, способность полученной смеси из системы на основе эпоксидной смолы/глины суспендировать частицы большого размера представлена на Фиг. 2.
[00117] Таблица 1. Реологические свойства системы на основе смолы/органофильно модифицированной глины. Измерения 439+ представляют собой максимальный предел прибора.
Температура испытания (°F (°С)) 80 (26,7) 80 (26,7) 180 (82,3) 180 (82,3)
C1 (г) 200 200 200 200
C2 (г) 66,6 66,6 66,6 66,6
C3 (г) 77,4 77,4 77,4 77,4
Nanomer® I.28E (г) 0 50 0 50
Напряжение сдвига при 182,4 1/с (фунт-сила/100 фут² (Па)) 160 (77) 439 (210) + 35 (17) 88 (42)
Напряжение сдвига при 91,2 1/с (фунт-сила/100 фут² (Па)) 78 (37) 280 (134) 13 (6) 59 (28)
Напряжение сдвига при 60,8 1/с (фунт-сила/100 фут² (Па)) 54 (26) 212 (102) 7 (3) 51 (24)
Напряжение сдвига при 30,4 1/с (фунт-сила/100 фут² (Па)) 28 (13) 138 (66) 3 (1,4) 38 (18)
Напряжение сдвига при 1,8 1/с (фунт-сила/100 фут² (Па)) 3 (1,4) 45 (22) 0 20 (10)
Напряжение сдвига при 0,9 1/с (фунт-сила/100 фут² (Па)) 1 (0,5) 40 (19) 0 18 (8,6)_
3D-3 об./мин. затухание 0 17 0 9
6D-6 об./мин. затухание 0 17 0 9
K1 0,304 0,304 0,304 0,304
K2 0,701 0,701 0,701 0,701
PV (сП) 414 1054 92 180
YP (фунт-сила/100 фут2 (Па)) 1 (0,5) 57 (27) 2 (1) 22 (10,5)
Прямое YP по FYSA (фунт-сила/100 фут² (Па)) 0 25 (12) 0 13 (6,2)
Пример 2
[00118] Способность органофильно модифицированных глин модифицировать реологические свойства дополнительно исследовали с применением NI28E из примера 1. Реологические свойства системы на основе эпоксидной смолы, содержащей C2, C4 (полиоксипропилендиамин), C5 (2,4,6-тридиметиламинометилфенол) и органофильно модифицированную глину, изучали с помощью реометра FANN® 35 с прикрепленным адаптером для определения предельного напряжения сдвига по Фэнну (FYSA). Отверждаемую органическую композицию составляли из 500 г C2, 224 г C4, 10 г C5 и различных количеств NI28E. На Фиг. 3 изображена зависимость сдвигового напряжения от скорости сдвига для испытанных композиций. На Фиг. 4 изображена зависимость предельного напряжения сдвига от процентного объема NI28E. Все проценты выражены в процентах по объему. На Фиг. 4 наблюдали, что предельное напряжение сдвига резко изменилось между процентным объемом NI28E от 5,3 до 6,9.
[00119] Термины и выражения, задействованные в настоящей заявке, использованы для целей описания, а не для ограничения, и использование таких терминов и выражений не предполагает исключения каких-либо эквивалентов представленных или описанных признаков или их частей; напротив, следует учитывать возможность различных модификаций настоящего изобретения в пределах сферы действия вариантов реализации настоящего изобретения. Таким образом, следует понимать, что, хотя настоящее изобретение раскрыто определенным образом в виде конкретных вариантов реализации и необязательных признаков, специалисты в данной области техники могут прибегать к модификациям и изменениям принципов, описанных в настоящей заявке, и подразумевается, что такие модификации и изменения входят в сферу действия вариантов реализации настоящего изобретения.
Дополнительные варианты реализации изобретения.
[00120] Представлены следующие иллюстративные варианты реализации, нумерацию которых не следует толковать как определение степени их важности:
[00121] В варианте реализации 1 предложен способ обработки подземного пласта, включающий:
внесение в подземный пласт отверждаемой композиции, содержащей
по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера; и
органофильно модифицированную глину.
[00122] В варианте реализации 2 предложен способ по варианту реализации 1, отличающийся тем, что указанный способ дополнительно включает получение или обеспечение отверждаемой композиции, при этом получение или обеспечение отверждаемой композиции осуществляют на поверхности.
[00123] В варианте реализации 3 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-2, отличающийся тем, что указанный способ дополнительно включает получение или обеспечение отверждаемой композиции, при этом получение или обеспечение отверждаемой композиции осуществляют в подземном пласте.
[00124] В варианте реализации 4 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-3, отличающийся тем, что указанный способ включает по меньшей мере одно из цементирования и ремонта ствола скважины в подземном пласте.
[00125] В варианте реализации 5 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-4, отличающийся тем, что указанный способ включает уплотнение подземного пласта.
[00126] В варианте реализации 6 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-5, отличающийся тем, что указанный способ включает гидроразрыв подземного пласта.
[00127] В варианте реализации 7 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-6, отличающийся тем, что указанный способ включает осуществление процесса ликвидации скважины в подземном пласте.
[00128] В варианте реализации 8 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-7, дополнительно включающий органофильно модификацию глины для обеспечения органофильно модифицированной глины.
[00129] В варианте реализации 9 предложен способ по варианту реализации 8, отличающийся тем, что органофильно модификацию по меньшей мере частично осуществляют на поверхности.
[00130] В варианте реализации 10 предложен способ по варианту реализации 8, отличающийся тем, что органофильно модификацию по меньшей мере частично осуществляют в подземном пласте.
[00131] В варианте реализации 11 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-9, дополнительно включающий отверждение отверждаемой композиции с получением отвержденного продукта отверждаемой композиции.
[00132] В варианте реализации 12 предложен способ по варианту реализации 11, отличающийся тем, что отверждение по меньшей мере частично осуществляют на поверхности.
[00133] В варианте реализации 13 предложен способ по любому из вариантов реализации 11-12, отличающийся тем, что отверждение по меньшей мере частично осуществляют в подземном пласте.
[00134] В варианте реализации 14 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-13, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит гидрофобную отверждаемую композицию.
[00135] В варианте реализации 15 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-14, отличающийся тем, что от около 1% по массе до около 99,99% по массе отверждаемой композиции представляет собой отверждаемая органическая смола, термореактивный полимер или их комбинация.
[00136] В варианте реализации 16 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-15, отличающийся тем, что отверждаемая органическая смола или терморекативный полимер содержит по меньшей мере один из шеллака, полиамида, силил-модифицированного полиамида, сложного полиэфира, поликарбоната, поликарбамата, уретана, природной смолы, эпоксидной смолы, фурановой смолы, фенольной смолы, мочевино-альдегидной смолы и смолы на основе фенол-фенолформальдегид-фурфурилового спирта.
[00137] В варианте реализации 17 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-16, отличающийся тем, что отверждаемая органическая смола содержит по меньшей мере одну из эпокси-аминной и эпокси-ангидридной смолы.
[00138] В варианте реализации 18 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-17, отличающийся тем, что отверждаемая органическая смола содержит по меньшей мере один эпоксидный компонент, который представляет собой полиэпоксид-замещенное моно- или поли(C5-C20)арильное соединение, где (C5-C20)арил является замещенным или незамещенным.
[00139] В варианте реализации 19 предложен способ по варианту реализации 18, отличающийся тем, что эпоксидный компонент представляет собой диэпоксид-замещенный фенил(C1-C10)углеводородный радикал-фенил, где фенил и (C1-C10)углеводородный радикал, каждый независимо, являются замещенными или незамещенными.
[00140] В варианте реализации 20 предложен способ по любому из вариантов реализации 18-19, отличающийся тем, что эпоксидный компонент представляет собой диглицидиловый эфир бисфенола А.
[00141] В варианте реализации 21 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-20, отличающийся тем, что отверждаемая органическая смола содержит по меньшей мере один эпоксидный компонент, который представляет собой полиэпоксид-замещенное (C5-C20)циклоалкильное соединение, где (C5-C20)циклоалкил является замещенным или незамещенным.
[00142] В варианте реализации 22 предложен способ по варианту реализации 21, отличающийся тем, что эпоксидный компонент представляет собой диглицидиловый эфир циклогександиметанола.
[00143] В варианте реализации 23 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-22, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит по меньшей мере один аминный компонент, который представляет собой полиамино-замещенный (C1-C30)углеводородный радикал, где (C1-C30)углеводородный радикал и каждый амин независимо являются замещенными или незамещенными.
[00144] В варианте реализации 24 предложен способ по варианту реализации 23, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой бис(амино(C0-C5)углеводородный радикал)(C6-C20)арильное соединение, где (C6-C20)арил, (C0-C5)углеводородный радикал и каждый амин, каждый независимо, являются замещенными или незамещенными.
[00145] В варианте реализации 25 предложен способ по любому из вариантов реализации 23-24, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой диэтилтолуолдиамин.
[00146] В варианте реализации 26 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-25, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит по меньшей мере один аминный компонент, который представляет собой полиамино-замещенный поли(окси(C2-C5)(углеводородный радикал)), где каждый окси(C2-C5)(углеводородный радикал) и каждый амин независимо являются замещенными или незамещенными.
[00147] В варианте реализации 27 предложен способ по варианту реализации 26, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой полиоксипропилендиамин.
[00148] В варианте реализации 28 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-27, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит аминный компонент, который представляет собой моно- или полиамино(C0-C10)углеводородный радикал(C6-C20)арил, где (C0-C10)углеводородный радикал, (C6-C20)арил и каждый амин, каждый независимо, являются замещенными или незамещенными.
[00149] В варианте реализации 29 предложен способ по варианту реализации 28, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой трис(амино(C1-C3)углеводородный радикал)бензол, где (C1-C3)углеводородный радикал, бензол и каждый амин независимо являются замещенными или незамещенными.
[00150] В варианте реализации 30 предложен способ по любому из вариантов реализации 28-29, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой 2,4,6-трис(диметиламинометил)фенол.
[00151] В варианте реализации 31 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-30, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит ангидридный компонент, который представляет собой малеиновый ангидрид или янтарный ангидрид, конденсированный с замещенным или незамещенным (C5-C20)углеводородным кольцом, или множество указанных конденсированных малеиновых или янтарных ангидридов, связанных вместе посредством замещенного или незамещенного (C0-C30)углеводородного радикала, прерванных 0, 1, 2 или 3 атомами кислорода.
[00152] В варианте реализации 32 предложен способ по варианту реализации 31, отличающийся тем, что ангидридный компонент представляет собой по меньшей мере один из диангидрида бисфенола А, диангидрида бифенила, диангидрида бензофенон-3,3′,4,4′-тетракарбоновой кислоты, ангидрида метил-5-норборнен-2,3-дикарбоновой кислоты, ангидрида метилтетрагидрофталевой кислоты и ангидрида метилгексагидрофталевой кислоты.
[00153] В варианте реализации 33 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-32, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина присутствует в отверждаемой композиции в такой концентрации, что отверждаемая композиция имеет более высокий предел текучести, чем соответствующая отверждаемая композиция, по существу не содержащая органофильно модифицированной глины.
[00154] В варианте реализации 34 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-33, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина составляет от около 0,01% по массе до около 50% по массе отверждаемой композиции.
[00155] В варианте реализации 35 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-34, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина составляет от около 1% по массе до около 20% по массе отверждаемой композиции.
[00156] В варианте реализации 36 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-35, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина содержит по меньшей мере один из каолинита, монтмориллонита, иллита и хлорита.
[00157] В варианте реализации 37 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-36, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина содержит монтмориллонит.
[00158] В варианте реализации 38 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-37, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина содержит органофильно модификацию, которая представляет собой по меньшей мере одно из катионного замещения, физической сорбции или хемосорбции.
[00159] В варианте реализации 39 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-38, отличающийся тем, что по меньшей мере одно соединение для органофильно модификации или его ион составляет от около 0,01% по массе до около 80% по массе органофильно модифицированной глины.
[00160] В варианте реализации 40 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-39, отличающийся тем, что по меньшей мере одно соединение для органофильно модификации или его ион составляет от около 10% по массе до около 50% по массе по меньшей мере одной органофильно модифицированной глины.
[00161] В варианте реализации 41 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-30, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина содержит по меньшей мере одно соединение для органофильно модификации или его ион, при этом соединение для органофильно модификации представляет собой по меньшей мере одно из замещенной или незамещенной (C10-C50)жирной кислоты или ее соли, три- или тетра-(C1-C50)(углеводородный радикал)аммониевой соли и три- или тетра-(C1-C50)(углеводородный радикал)фосфониевой соли, где каждый (C1-C50)углеводородный радикал выбран независимо, является замещенным или незамещенным и прерван 0, 1, 2 или 3 атомами, выбранными из -O-, -S- и замещенного или незамещенного -NH-.
[00162] В варианте реализации 42 предложен способ по варианту реализации 41, отличающийся тем, что соединение для органофильно модификации содержит соль (C10-C50)жирной кислоты.
[00163] В варианте реализации 43 предложен способ по любому из вариантов реализации 41-42, отличающийся тем, что соединение для органофильно модификации содержит стеарат магния и стеарат цинка.
[00164] В варианте реализации 44 предложен способ по любому из вариантов реализации 41-43, отличающийся тем, что соединение для органофильно модификации содержит по меньшей мере одну из три- или тетра-(C1-C50)(углеводородный радикал)аммониевой соли и три- или тетра-(C1-C50)алкил- или алкенилфосфониевой соли, где каждый (C1-C50)углеводородный радикал выбран независимо.
[00165] В варианте реализации 45 предложен способ по любому из вариантов реализации 41-44, отличающийся тем, что соединение для органофильно модификации содержит по меньшей мере одно из триметилстеариламмониевой соли, додецилтриметиламмония бромида, гексадецилтриметиламмония бромида, тетрадецилтриметиламмония бромида и тетрафенилфосфония бромида.
[00166] В варианте реализации 46 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-45, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина имеет плотность от около 50 кг/м3 до около 5000 кг/м3.
[00167] В варианте реализации 47 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-46, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина имеет плотность от около 200 кг/м3 до около 500 кг/м3.
[00168] В варианте реализации 48 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-47, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина имеет размер частиц от около 1 нм до около 1 мм.
[00169] В варианте реализации 49 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-48, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина имеет размер частиц от около 1 мкм до около 500 мкм.
[00170] В варианте реализации 50 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-49, отличающийся тем, что отверждаемая композиция дополнительно содержит утяжелитель.
[00171] В варианте реализации 51 предложен способ по варианту реализации 50, отличающийся тем, что утяжелитель составляет от около 0,001% по массе до около 80% по массе отверждаемой композиции.
[00172] В варианте реализации 52 предложен способ по варианту реализации 50, отличающийся тем, что утяжелитель имеет размер частиц от около 1 нм до около 10 мм.
[00173] В варианте реализации 53 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-52, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет предел текучести от около 1 фунт-сила/100 фут2 (4,8 дПа) до около 10000 фунт-сила/100 фут2 (48000 дПа).
[00174] В варианте реализации 54 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-53, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет предел текучести от около 15 фунт-сила/100 фут2 (72 дПа) до около 100 фунт-сила/100 фут2 (480 дПа).
[00175] В варианте реализации 55 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-54, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет напряжение сдвига при температуре от около 10 °С до около 40 °С и стандартном давлении, при скорости сдвига от около 0,5 с-1 до около 50 с-1, составляющее от около 10 фунт-сила/100 фут2 (48 дПа) до около 300 фунт-сила/100 фут2 (1440 дПа).
[00176] В варианте реализации 56 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-55, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет напряжение сдвига при температуре от около 50 °С до около 100 °С и стандартном давлении, при скорости сдвига от около 0,5 до около 50 с-1, составляющее от около 10 фунт-сила/100 фут2 (48 дПа) до около 100 фунт-сила/100 фут2 (480 дПа).
[00177] В варианте реализации 57 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-56, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет плотность от около 50 кг/м3 до около 5000 кг/м3.
[00178] В варианте реализации 58 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-57, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет плотность от около 200 кг/м3 до около 3000 кг/м3.
[00179] В варианте реализации 59 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-58, отличающийся тем, что отверждаемая композиция дополнительно содержит воду, солевой раствор, водную основу, масло, органический растворитель, масляную фазу синтетического флюида, водный раствор, спирт или многоатомный спирт, целлюлозу, крахмал, агент для регулирования щелочности, агент для регулирования кислотности, агент для регулирования плотности, модификатор плотности, эмульгатор, диспергатор, полимерный стабилизатор, сшивающий агент, полиакриламид, полимер или комбинацию полимеров, антиоксидант, термостабилизатор, агент для регулирования пенообразования, растворитель, разбавитель, пластификатор, наполнитель или неорганические частицы, пигмент, краситель, осаждающий агент, модификатор реологии, гидрофобизатор, добавку для замедления схватывания, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, газ, добавку для снижения массы, добавку с большой массой, материал для борьбы с потерей циркуляции, добавку для регулирования фильтрации, соль, волокна, тиксотропную добавку, разжижитель, сшивающий агент, газ, модификатор реологии, ускоритель отверждения, замедлитель отверждения, рН модификатор, хелатообразующий агент, ингибитор накипеобразования, фермент, смолу, материал для регулирования водопроявлений, полимер, окислитель, маркер, портландцемент, пуццолановый цемент, гипсовый цемент, цемент с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковый цемент, кремнеземистый цемент, золу-унос, метакаолин, сланец, цеолит, соединение кристаллического диоксида кремния, аморфный диоксид кремния, волокна, гидратируемую глину, микросферы, пуццолановую известь или их комбинацию.
[00180] В варианте реализации 60 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-59, отличающийся тем, что внесение отверждаемой композиции в подземный пласт включает гидроразрыв по меньшей мере части подземного пласта с образованием по меньшей мере одной подземной трещины.
[00181] В варианте реализации 61 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-60, отличающийся тем, что внесение отверждаемой композиции в подземный пласт включает закачивание отверждаемой композиции по трубе, расположенной в стволе скважины, и в подземный пласт.
[00182] В варианте реализации 62 предложен способ по любому из вариантов реализации 1-61, отличающийся тем, что внесение отверждаемой композиции в подземный пласт включает закачивание отверждаемой композиции по обсадной трубе, расположенной в стволе скважины, и в кольцевое пространство между обсадной трубой и стволом скважины.
[00183] В варианте реализации 63 предложена система для осуществления способа по любому из вариантов реализации 1-62, содержащая:
трубу, расположенную в подземном пласте; и
насос, выполненный с возможностью закачивания отверждаемой композиции в подземный пласт по трубе.
[00184] В варианте реализации 64 предложен способ обработки подземного пласта, включающий:
внесение в подземный пласт отверждаемой композиции, содержащей
отверждаемую эпоксидную смолу; и
органофильно модифицированную монтмориллонитовую глину.
[00185] В варианте реализации 65 предложена система, содержащая:
отверждаемую композицию, содержащую
по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера; и
органофильно модифицированную глину; и
подземный пласт, содержащий отверждаемую композицию, расположенную в нем.
[00186] В варианте реализации 66 предложена система по варианту реализации 65, дополнительно содержащая
трубу, расположенную в подземном пласте; и
насос, выполненный с возможностью закачивания отверждаемой композиции в подземный пласт по трубе.
[00187] В варианте реализации 67 предложена отверждаемая композиция для обработки подземного пласта, содержащая:
по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера; и
органофильно модифицированную глину.
[00188] В варианте реализации 68 предложена отверждаемая композиция по варианту реализации 67, отличающаяся тем, что отверждаемая композиция дополнительно содержит скважинный флюид.
[00189] В варианте реализации 69 предложен способ получения отверждаемой композиции для обработки подземного пласта, включающий:
получение отверждаемой композиции, содержащей
по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера; и
органофильно модифицированную глину.
[00190] В варианте реализации 70 предложена композиция, способ или система по любому из вариантов реализации 1-69 или любой их комбинации, необязательно выполненные с возможностью применения или выбора всех указанных элементов или возможных вариантов.

Claims (77)

1. Способ обработки подземного пласта, включающий:
внесение в подземный пласт отверждаемой композиции, содержащей
по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера; и
от 0,01 до около 50% по массе отверждаемой композиции, органофильно модифицированной глины, имеющей плотность от около 200 до около 500 кг/м3, причём соединение для органофильной модификации содержит стеарат магния и стеарат цинка.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный способ дополнительно включает получение или обеспечение отверждаемой композиции, причем получение или обеспечение отверждаемой композиции осуществляют на поверхности.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный способ дополнительно включает получение или обеспечение отверждаемой композиции, причем получение или обеспечение отверждаемой композиции осуществляют в подземном пласте.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный способ включает по меньшей мере одно из цементирования и ремонта ствола скважины в подземном пласте.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный способ включает уплотнение подземного пласта.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный способ включает гидроразрыв подземного пласта.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный способ включает осуществление процесса ликвидации скважины в подземном пласте.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий органофильную модификацию глины для обеспечения органофильно модифицированной глины.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что органофильную модификацию по меньшей мере частично осуществляют на поверхности.
10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что органофильную модификацию по меньшей мере частично осуществляют в подземном пласте.
11. Способ по п. 1, дополнительно включающий отверждение отверждаемой композиции с получением отвержденного продукта отверждаемой композиции.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что отверждение по меньшей мере частично осуществляют на поверхности.
13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что отверждение по меньшей мере частично осуществляют в подземном пласте.
14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит гидрофобную отверждаемую композицию.
15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что от около 1 до около 99,99% по массе отверждаемой композиции представляет собой отверждаемая органическая смола, термореактивный полимер или их комбинация.
16. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая органическая смола или термореактивный полимер содержит по меньшей мере одно из шеллака, полиамида, силилмодифицированного полиамида, сложного полиэфира, поликарбоната, поликарбамата, уретана, природной смолы, эпоксидной смолы, фурановой смолы, фенольной смолы, мочевино-альдегидной смолы и смолы на основе фенол-фенолформальдегид-фурфурилового спирта.
17. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая органическая смола содержит по меньшей мере одну из эпоксиаминной и эпоксиангидридной смолы.
18. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая органическая смола содержит по меньшей мере один эпоксидный компонент, который представляет собой полиэпоксидзамещенное моно- или поли(C5-C20)арильное соединение, где (C5-C20)арил является замещенным или незамещенным.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что эпоксидный компонент представляет собой диэпоксидзамещенный фенил(C1-C10)углеводородный радикал-фенил, где фенил и (C1-C10)углеводородный радикал, каждый независимо, являются замещенными или незамещенными.
20. Способ по п. 18, отличающийся тем, что эпоксидный компонент представляет собой диглицидиловый эфир бисфенола А.
21. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая органическая смола содержит по меньшей мере один эпоксидный компонент, который представляет собой полиэпоксидзамещенное (C5-C20)циклоалкильное соединение, где (C5-C20)циклоалкил является замещенным или незамещенным.
22. Способ по п. 21, отличающийся тем, что эпоксидный компонент представляет собой диглицидиловый эфир циклогександиметанола.
23. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит по меньшей мере один аминный компонент, который представляет собой полиаминозамещенный (C1-C30)углеводородный радикал, где (C1-C30)углеводородный радикал и каждый амин независимо являются замещенными или незамещенными.
24. Способ по п. 23, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой бис(амино(C0-C5)углеводородный радикал)(C6-C20)арильное соединение, где (C6-C20)арил, (C0-C5)углеводородный радикал и каждый амин, каждый независимо, являются замещенными или незамещенными.
25. Способ по п. 23, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой диэтилтолуолдиамин.
26. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит по меньшей мере один аминный компонент, который представляет собой полиаминозамещенный поли(окси(C2-C5)(углеводородный радикал)), где каждый окси(C2-C5)(углеводородный радикал) и каждый амин независимо являются замещенными или незамещенными.
27. Способ по п. 26, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой полиоксипропилендиамин.
28. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит аминный компонент, который представляет собой моно- или полиамино(C0-C10)углеводородный радикал(C6-C20)арил, где (C0-C10)углеводородный радикал, (C6-C20)арил и каждый амин, каждый независимо, являются замещенными или незамещенными.
29. Способ по п. 28, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой трис(амино(C1-C3)углеводородный радикал)бензол, где (C1-C3)углеводородный радикал, бензол и каждый амин независимо являются замещенными или незамещенными.
30. Способ по п. 28, отличающийся тем, что аминный компонент представляет собой 2,4,6-трис(диметиламинометил)фенол.
31. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция содержит ангидридный компонент, который представляет собой малеиновый ангидрид или янтарный ангидрид, конденсированный с замещенным или незамещенным (C5-C20)углеводородным кольцом, или множество указанных конденсированных малеиновых или янтарных ангидридов, связанных вместе посредством замещенного или незамещенного (C0-C30)углеводородного радикала, прерванных 0, 1, 2 или 3 атомами кислорода.
32. Способ по п. 31, отличающийся тем, что ангидридный компонент представляет собой по меньшей мере один из диангидрида бисфенола А, диангидрида бифенила, диангидрида бензофенон-3,3′,4,4′-тетракарбоновой кислоты, ангидрида метил-5-норборнен-2,3-дикарбоновой кислоты, ангидрида метилтетрагидрофталевой кислоты и ангидрида метилгексагидрофталевой кислоты.
33. Способ по п. 1, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина присутствует в отверждаемой композиции в такой концентрации, что отверждаемая композиция имеет более высокий предел текучести, чем соответствующая отверждаемая композиция, по существу не содержащая органофильно модифицированной глины.
34. Способ по п. 1, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина составляет от около 1 до около 20% по массе отверждаемой композиции.
35. Способ по п. 1, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина содержит по меньшей мере одну из каолинита, монтмориллонита, иллита и хлорита.
36. Способ по п. 1, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина содержит монтмориллонит.
37. Способ по п. 1, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина содержит органофильную модификацию, которая представляет собой по меньшей мере одно из катионного замещения, физической сорбции и хемосорбции.
38. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одно соединение для органофильной модификации или его ион составляет от около 0,01 до около 80% по массе органофильно модифицированной глины.
39. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одно соединение для органофильной модификации или его ион составляет от около 10 до около 50% по массе по меньшей мере одной органофильно модифицированной глины.
40. Способ по п. 1, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина имеет размер частиц от около 1 нм до около 1 мм.
41. Способ по п. 1, отличающийся тем, что органофильно модифицированная глина имеет размер частиц от около 1 до около 500 мкм.
42. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция дополнительно содержит утяжелитель.
43. Способ по п.42, отличающийся тем, что утяжелитель составляет от около 0,001 до около 80% по массе отверждаемой композиции.
44. Способ по п.42, отличающийся тем, что утяжелитель имеет размер частиц от около 1 нм до около 10 мм.
45. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет предел текучести от около 1 фунт-сила/100 фут2 (4,8 дПа) до около 10000 фунт-сила/100 фут2 (48000 дПа).
46. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет предел текучести от около 15 фунт-сила/100 фут2 (72 дПа) до около 100 фунт-сила/100 фут2 (480 дПа).
47. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет напряжение сдвига при температуре от около 10 до около 40 °С и стандартном давлении, при скорости сдвига от около 0,5 до около 50 с-1, составляющее от около 10 фунт-сила/100 фут2 (48 дПа) до около 300 фунт-сила/100 фут2 (1440 дПа).
48. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет напряжение сдвига при температуре от около 50 до около 100 °С и стандартном давлении, при скорости сдвига от около 0,5 до около 50 с-1, составляющее от около 10 фунт-сила/100 фут2 (48 дПа) до около 100 фунт-сила/100 фут2 (480 дПа).
49. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет плотность от около 50 до около 5000 кг/м3.
50. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция имеет плотность от около 200 до около 3000 кг/м3.
51. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отверждаемая композиция дополнительно содержит воду, солевой раствор, водную основу, масло, органический растворитель, масляную фазу синтетического флюида, водный раствор, спирт или многоатомный спирт, целлюлозу, крахмал, агент для регулирования щелочности, агент для регулирования кислотности, агент для регулирования плотности, модификатор плотности, эмульгатор, диспергатор, полимерный стабилизатор, сшивающий агент, полиакриламид, полимер или комбинацию полимеров, антиоксидант, термостабилизатор, агент для регулирования пенообразования, растворитель, разбавитель, пластификатор, наполнитель или неорганические частицы, пигмент, краситель, осаждающий агент, модификатор реологии, гидрофобизатор, добавку для замедления схватывания, поверхностно-активное вещество, ингибитор коррозии, газ, добавку для снижения массы, добавку с большой массой, материал для борьбы с потерей циркуляции, добавку для регулирования фильтрации, соль, волокна, тиксотропную добавку, разжижитель, сшивающий агент, газ, модификатор реологии, ускоритель отверждения, замедлитель отверждения, рН модификатор, хелатообразующий агент, ингибитор накипеобразования, фермент, смолу, материал для регулирования водопроявления, полимер, окислитель, маркер, портландцемент, пуццолановый цемент, гипсовый цемент, цемент с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковый цемент, кремнеземистый цемент, золу-унос, метакаолин, сланец, цеолит, соединение кристаллического диоксида кремния, аморфный диоксид кремния, волокна, гидратируемую глину, микросферы, пуццолановую известь или их комбинацию.
52. Способ по п. 1, отличающийся тем, что внесение отверждаемой композиции в подземный пласт включает гидроразрыв по меньшей мере части подземного пласта с образованием по меньшей мере одной подземной трещины.
53. Способ по п. 1, отличающийся тем, что внесение отверждаемой композиции в подземный пласт включает закачивание отверждаемой композиции по трубе, расположенной в стволе скважины, и в подземный пласт.
54. Способ по п. 1, отличающийся тем, что внесение отверждаемой композиции в подземный пласт включает закачивание отверждаемой композиции по обсадной трубе, расположенной в стволе скважины, и в кольцевое пространство между обсадной трубой и стволом скважины.
55. Способ обработки подземного пласта, включающий:
внесение в подземный пласт отверждаемой композиции, содержащей
отверждаемую эпоксидную смолу; и
от 0,01 до около 50% по массе отверждаемой композиции, органофильно модифицированной монтмориллонитовой глины, имеющей плотность от около 200 до около 500 кг/м3, причём соединение для органофильной модификации содержит стеарат магния и стеарат цинка.
56. Система, содержащая:
отверждаемую композицию, содержащую
по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера; и
от 0,01 до около 50% по массе отверждаемой композиции, органофильно модифицированной глины, имеющей плотность от около 200 до около 500 кг/м3, причём соединение для органофильной модификации содержит стеарат магния и стеарат цинка; и
подземный пласт, содержащий отверждаемую композицию, расположенную в нем.
57. Система по п.56, дополнительно содержащая
трубу, расположенную в подземном пласте; и
насос, выполненный с возможностью закачивания отверждаемой композиции в подземный пласт по трубе.
58. Отверждаемая композиция для обработки подземного пласта, содержащая:
по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера; и
от 0,01 до около 50% по массе отверждаемой композиции, органофильно модифицированной монтмориллонитовой глины, имеющей плотность от около 200 до около 500 кг/м3, причём соединение для органофильной модификации содержит стеарат магния и стеарат цинка.
59. Отверждаемая композиция по п.58, отличающаяся тем, что отверждаемая композиция дополнительно содержит скважинный флюид.
60. Способ получения отверждаемой композиции для обработки подземного пласта, включающий:
получение отверждаемой композиции, содержащей
по меньшей мере одно из отверждаемой органической смолы и термореактивного полимера; и
от 0,01 до около 50% по массе отверждаемой композиции, органофильно модифицированной монтмориллонитовой глины, имеющей плотность от около 200 до около 500 кг/м3, причём соединение для органофильной модификации содержит стеарат магния и стеарат цинка.
RU2017105365A 2014-09-25 2014-09-25 Композиция для применения в подземных нефтяных скважинах, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину RU2668432C1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2014/057510 WO2016048332A1 (en) 2014-09-25 2014-09-25 Composition including a curable resin and organophilically-modified clay for subterranean oil well applications

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2668432C1 true RU2668432C1 (ru) 2018-10-01

Family

ID=55581652

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017105365A RU2668432C1 (ru) 2014-09-25 2014-09-25 Композиция для применения в подземных нефтяных скважинах, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину

Country Status (12)

Country Link
US (1) US10144858B2 (ru)
CN (1) CN106661440A (ru)
AU (1) AU2014407118B2 (ru)
BR (1) BR112017003050B1 (ru)
CA (1) CA2958055C (ru)
GB (1) GB2545110B (ru)
MX (1) MX2017002587A (ru)
NO (1) NO20170241A1 (ru)
PH (1) PH12017500012B1 (ru)
RU (1) RU2668432C1 (ru)
SA (1) SA517380927B1 (ru)
WO (1) WO2016048332A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2808074C1 (ru) * 2023-03-27 2023-11-22 Дмитрий Владимирович Саморуков Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине

Families Citing this family (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105623638A (zh) * 2014-10-31 2016-06-01 中国石油天然气股份有限公司 树脂覆膜空心玻璃微珠及其制备方法
WO2016204793A1 (en) * 2015-06-19 2016-12-22 Halliburton Energy Services, Inc. Incorporation of clay into curable resin system
US10920084B2 (en) 2015-07-10 2021-02-16 Evonik Operations Gmbh Metal oxide-containing dispersion with high salt stability
ES2897751T3 (es) 2015-07-10 2022-03-02 Evonik Degussa Gmbh Dispersión que contiene SiO2 con alta estabilidad en sales
EP3368633B1 (en) * 2015-10-26 2020-05-27 Evonik Operations GmbH Method of obtaining mineral oil using a silica fluid
CN105925253B (zh) * 2016-05-10 2018-11-20 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 低密度可酸溶固化堵漏剂
KR102214245B1 (ko) 2016-07-11 2021-02-10 비와이케이-케미 게엠베하 유기점토 조성물 및 그의 용도
US10377940B2 (en) * 2016-09-20 2019-08-13 Saudi Arabian Oil Company Cement having cross-linked polymers
CN108315005B (zh) * 2017-01-18 2020-05-22 北京大学 一种具有高导流能力的无砂压裂液、其制备方法及压裂工艺与应用
CN107043617A (zh) * 2017-04-20 2017-08-15 长江大学 一种炮眼封堵液
CN106967398B (zh) * 2017-04-20 2020-11-20 长江大学 一种油井堵漏液
CN109021958A (zh) * 2017-06-12 2018-12-18 中国石油化工股份有限公司 一种具有抑砂功能的稳砂携砂液及其制备方法
NO346687B1 (en) * 2017-07-28 2022-11-21 Cama Geoscience As Method and sealing medium for plugging of a well
CN107445579A (zh) * 2017-09-01 2017-12-08 陆宇皇金建材（河源）有限公司 防火材料及防火板和应用于隧道的防火墙结构及施工方法
WO2019091900A1 (en) * 2017-11-10 2019-05-16 Total E&P Danmark A/S Environmentally friendly epoxy compositions
WO2019099022A1 (en) 2017-11-17 2019-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Self propping surfactant for well stimulation
CN108192583A (zh) * 2017-12-06 2018-06-22 常州聚盛节能工程有限公司 一种耐高温稳定型凝胶调剖剂材料的制备方法
CN110066647B (zh) * 2018-01-22 2021-08-31 中国石油化工股份有限公司 一种钻井用抗高温气滞塞及其制备方法
CN110066644B (zh) * 2018-01-22 2021-09-14 中国石油化工股份有限公司 一种气滞塞用提切剂及制备方法
CN108704588B (zh) * 2018-06-29 2020-10-09 广西壮族自治区林业科学研究院 一种微胶囊化酸性水溶液的制备方法
JP2020007514A (ja) 2018-07-12 2020-01-16 株式会社クレハ ダウンホールツール
CN108979585A (zh) * 2018-07-27 2018-12-11 中国石油天然气股份有限公司 一种油田套损井套破点的封堵方法
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
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
US11034874B2 (en) * 2018-10-10 2021-06-15 Qatar University Utilization of steel-making waste in drilling fluids formulations
US10961798B2 (en) 2019-05-08 2021-03-30 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Methods of disintegrating downhole tools containing cyanate esters
US11312895B2 (en) * 2019-06-14 2022-04-26 The Administrators Of The Tulane Educational Fund Loaded, sealed nanotubes for oil recovery
CN110105940B (zh) * 2019-06-17 2020-07-03 黑龙江勇峰化工添加剂有限公司 一种油田化学采油用多元共聚物弹性颗粒调剖剂
CN110451905B (zh) * 2019-08-23 2021-10-08 鄂尔多斯市固邦环保科技有限公司 一种水基钻屑用煤渣偏高岭土基去污稳固材料以及去污稳固方法
EP4025666A1 (en) * 2019-09-05 2022-07-13 Saudi Arabian Oil Company Propping open hydraulic fractures
CN110918264B (zh) * 2019-12-17 2021-11-12 中南大学 一种组合抑制剂在铜铅混合精矿浮选分离中的应用
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
CN111057524B (zh) * 2020-01-13 2022-07-22 中国石油大学(华东) 一种预防环氧树脂基井下工作液固相颗粒沉降的添加剂及工作液
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
RU2728244C1 (ru) * 2020-04-28 2020-07-28 Игорь Розаинович Мошков Композиция для цементирования в подземной формации
CN111548778B (zh) * 2020-05-20 2023-06-02 中海油田服务股份有限公司 一种液体悬浮液形式的提粘剂及其制备方法
CN113845890B (zh) * 2020-06-28 2023-05-26 中国石油化工股份有限公司 一种适用于破碎地层的井壁修复剂及其制备方法和应用
CN112094630B (zh) * 2020-11-17 2021-05-28 东营东方化学工业有限公司 一种复合组分树脂交联剂及其制造方法
US11739250B2 (en) 2021-02-25 2023-08-29 Saudi Arabian Oil Company Emulsified resin-based loss circulation materials for low pressure formations
CN113025299B (zh) * 2021-03-17 2022-12-02 陕西延长石油（集团）有限责任公司 一种水基胍胶压裂液增效剂及其制备方法与应用
CN113025293B (zh) * 2021-05-20 2022-06-17 天津硕泽工程技术有限公司 环氧树脂自生颗粒剖面调整体系及其应用
WO2023056002A2 (en) * 2021-10-01 2023-04-06 Geox Energy, Inc. High temperature well fluid for supercritical operations, methods of making and using, well systems comprising same
US11827841B2 (en) 2021-12-23 2023-11-28 Saudi Arabian Oil Company Methods of treating lost circulation zones
US11624020B1 (en) 2021-12-29 2023-04-11 Saudi Arabian Oil Company Methods of reducing lost circulation in a wellbore
US11905458B2 (en) 2022-02-18 2024-02-20 Saudi Arabian Oil Company Loss circulation materials for high pressure formations
CN114940891A (zh) * 2022-06-02 2022-08-26 中国石油化工股份有限公司 一种用于低渗油藏水平井暂堵的流变控制剂
US12077710B2 (en) * 2022-12-14 2024-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Thixotropic slurry with enhanced reliability for use in a wellbore

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4412018A (en) * 1980-11-17 1983-10-25 Nl Industries, Inc. Organophilic clay complexes, their preparation and compositions comprising said complexes
US20020022579A1 (en) * 1999-02-04 2002-02-21 Griffith James E. Sealing subterranean zones
US20070249754A1 (en) * 2006-04-25 2007-10-25 Medtronic, Inc. Methods of modifying polyurethanes using surface treated clay
EA200971090A1 (ru) * 2007-05-23 2010-06-30 Эм-Ай ЭлЭлСи Использование прямых эпоксидных эмульсий для упрочнения ствола скважины
US20140374097A1 (en) * 2013-06-21 2014-12-25 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore Servicing Compositions and Methods of Making and Using Same

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3794585A (en) * 1972-10-24 1974-02-26 Mobil Oil Corp Lubricants comprising a dimer or a trimer of a c18 monocarboxylic acid
US4074760A (en) * 1976-11-01 1978-02-21 The Dow Chemical Company Method for forming a consolidated gravel pack
US5830528A (en) 1996-05-29 1998-11-03 Amcol International Corporation Intercalates and exfoliates formed with hydroxyl-functional; polyhydroxyl-functional; and aromatic compounds; composites materials containing same and methods of modifying rheology therewith
US5571281A (en) * 1996-02-09 1996-11-05 Allen; Thomas E. Automatic cement mixing and density simulator and control system and equipment for oil well cementing
US5962553A (en) * 1996-09-03 1999-10-05 Raychem Corporation Organoclay-polymer composites
EP1194480B1 (en) * 1999-07-13 2005-10-19 Huntsman Advanced Materials (Switzerland) GmbH Filler mixtures
US7786189B2 (en) 2003-12-22 2010-08-31 Amcol International Corp. Oligomer-modified layered inorganic compounds and their use in nanocomposites
CN101885901A (zh) * 2010-07-13 2010-11-17 佳木斯大学 含联苯结构环氧树脂/蒙脱土纳米复合材料
CN102093855B (zh) * 2010-12-17 2013-05-15 中国石油集团长城钻探工程有限公司 一种有机土及其制备方法
CN103773324B (zh) * 2012-10-25 2016-08-24 中国石油化工股份有限公司 提高有机土在油基钻井液泥浆中成胶率的方法
CN103012180B (zh) * 2012-12-26 2014-07-09 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种全油基钻井液有机流变改进剂的制备方法
CN103820086B (zh) * 2013-12-10 2016-05-18 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种复合改性有机土及含有该组分的全矿物油基钻井液
CN104017549B (zh) * 2014-06-05 2017-11-28 浙江丰虹新材料股份有限公司 一种配制高屈服值油基钻井液用有机土及其制备方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4412018A (en) * 1980-11-17 1983-10-25 Nl Industries, Inc. Organophilic clay complexes, their preparation and compositions comprising said complexes
US20020022579A1 (en) * 1999-02-04 2002-02-21 Griffith James E. Sealing subterranean zones
US20070249754A1 (en) * 2006-04-25 2007-10-25 Medtronic, Inc. Methods of modifying polyurethanes using surface treated clay
EA200971090A1 (ru) * 2007-05-23 2010-06-30 Эм-Ай ЭлЭлСи Использование прямых эпоксидных эмульсий для упрочнения ствола скважины
US20140374097A1 (en) * 2013-06-21 2014-12-25 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore Servicing Compositions and Methods of Making and Using Same

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Данюшевский В.С. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. Москва, Недра, 1987 г., стр.122-127. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2808074C1 (ru) * 2023-03-27 2023-11-22 Дмитрий Владимирович Саморуков Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине

Also Published As

Publication number Publication date
GB2545110A (en) 2017-06-07
WO2016048332A1 (en) 2016-03-31
SA517380927B1 (ar) 2021-04-04
GB2545110B (en) 2022-02-23
MX2017002587A (es) 2017-05-25
NO20170241A1 (en) 2017-02-17
US10144858B2 (en) 2018-12-04
GB201700349D0 (en) 2017-02-22
BR112017003050A2 (pt) 2018-02-27
CA2958055A1 (en) 2016-03-31
AU2014407118A1 (en) 2017-02-02
BR112017003050B1 (pt) 2022-01-18
CN106661440A (zh) 2017-05-10
AU2014407118B2 (en) 2018-03-22
PH12017500012A1 (en) 2017-05-15
PH12017500012B1 (en) 2017-05-15
CA2958055C (en) 2019-04-23
US20170247598A1 (en) 2017-08-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2668432C1 (ru) Композиция для применения в подземных нефтяных скважинах, содержащая отверждаемую смолу и органофильно модифицированную глину
US11542423B2 (en) Compatibilized resin-cement composite compositions
US10876031B2 (en) Silane-based tackifiers for treatment of subterranean formations
AU2014408261B2 (en) Treatment of subterranean formations with self-healing resins
US10400160B2 (en) Crosslinked polymer-coated proppant
US9499735B2 (en) Consolidating composition for treatment of a subterranean formation
AU2019203818A1 (en) Curable composition and resin for treatment of a subterranean formation
AU2013404976A1 (en) Methods for enhancing propped fracture conductivity
US10266749B2 (en) Composition including a glycerol ester including at least two epoxides for treatment of subterranean formations
US20170218256A1 (en) Treatment of Subterranean Formations with Compositions Including Mycelium
US10519361B2 (en) Consolidating composition including glycerol with two epoxides for treatment of subterranean formations