EA009859B1 - Способ и устройство для выполнения химической обработки вскрытых геологических пластов - Google Patents
Способ и устройство для выполнения химической обработки вскрытых геологических пластов Download PDFInfo
- Publication number
- EA009859B1 EA009859B1 EA200602223A EA200602223A EA009859B1 EA 009859 B1 EA009859 B1 EA 009859B1 EA 200602223 A EA200602223 A EA 200602223A EA 200602223 A EA200602223 A EA 200602223A EA 009859 B1 EA009859 B1 EA 009859B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- composition
- wellbore
- formation
- geological formation
- drilling
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 137
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims description 54
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 121
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 169
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 64
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000006872 improvement Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 100
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 86
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 46
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 44
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 34
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 claims description 31
- 229920001567 vinyl ester resin Polymers 0.000 claims description 30
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 24
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 21
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 20
- 229920003186 unsaturated thermoplastic elastomer Polymers 0.000 claims description 20
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 19
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 18
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 18
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 16
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 16
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 15
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 13
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 13
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 13
- 229920003187 saturated thermoplastic elastomer Polymers 0.000 claims description 13
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 12
- JSPLKZUTYZBBKA-UHFFFAOYSA-N trioxidane Chemical compound OOO JSPLKZUTYZBBKA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 11
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 11
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 claims description 8
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 7
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 claims description 7
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 6
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 5
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 5
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000003086 colorant Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 19
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 75
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 75
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 30
- -1 poly (ethylene propylene) Polymers 0.000 description 19
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 14
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 13
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 11
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 9
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 8
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 8
- 101150117636 vapB gene Proteins 0.000 description 8
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 229920002725 thermoplastic elastomer Polymers 0.000 description 7
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 6
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 6
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 6
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YPIFGDQKSSMYHQ-UHFFFAOYSA-N 7,7-dimethyloctanoic acid Chemical compound CC(C)(C)CCCCCC(O)=O YPIFGDQKSSMYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 5
- GMSCBRSQMRDRCD-UHFFFAOYSA-N dodecyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOC(=O)C(C)=C GMSCBRSQMRDRCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 5
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 4
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 4
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 4
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 4
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 239000011342 resin composition Substances 0.000 description 4
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 4
- VSKJLJHPAFKHBX-UHFFFAOYSA-N 2-methylbuta-1,3-diene;styrene Chemical compound CC(=C)C=C.C=CC1=CC=CC=C1.C=CC1=CC=CC=C1 VSKJLJHPAFKHBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OAOABCKPVCUNKO-UHFFFAOYSA-N 8-methyl Nonanoic acid Chemical compound CC(C)CCCCCCC(O)=O OAOABCKPVCUNKO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 3
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 3
- 230000008713 feedback mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 1,4-benzoquinone Chemical compound O=C1C=CC(=O)C=C1 AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZDQNWDNMNKSMHI-UHFFFAOYSA-N 1-[2-(2-prop-2-enoyloxypropoxy)propoxy]propan-2-yl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OC(C)COC(C)COCC(C)OC(=O)C=C ZDQNWDNMNKSMHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OWDBMKZHFCSOOL-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)propoxy]propoxy]propyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OC(C)COC(C)COC(C)COC(=O)C(C)=C OWDBMKZHFCSOOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 240000000111 Saccharum officinarum Species 0.000 description 2
- 235000007201 Saccharum officinarum Nutrition 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YRKCREAYFQTBPV-UHFFFAOYSA-N acetylacetone Chemical compound CC(=O)CC(C)=O YRKCREAYFQTBPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 description 2
- FACXGONDLDSNOE-UHFFFAOYSA-N buta-1,3-diene;styrene Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1.C=CC1=CC=CC=C1 FACXGONDLDSNOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- ZQMIGQNCOMNODD-UHFFFAOYSA-N diacetyl peroxide Chemical compound CC(=O)OOC(C)=O ZQMIGQNCOMNODD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol dimethacrylate Substances CC(=C)C(=O)OCCOC(=O)C(C)=C STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 2
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002432 hydroperoxides Chemical class 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 2
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 2
- FBUKVWPVBMHYJY-UHFFFAOYSA-N nonanoic acid Chemical compound CCCCCCCCC(O)=O FBUKVWPVBMHYJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 2
- 229920000468 styrene butadiene styrene block copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- CNHDIAIOKMXOLK-UHFFFAOYSA-N toluquinol Chemical compound CC1=CC(O)=CC=C1O CNHDIAIOKMXOLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- WRXCBRHBHGNNQA-UHFFFAOYSA-N (2,4-dichlorobenzoyl) 2,4-dichlorobenzenecarboperoxoate Chemical compound ClC1=CC(Cl)=CC=C1C(=O)OOC(=O)C1=CC=C(Cl)C=C1Cl WRXCBRHBHGNNQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000005208 1,4-dihydroxybenzenes Chemical class 0.000 description 1
- VSILEEGWTWMKLU-UHFFFAOYSA-N 1-butylperoxybutane cyclohexane Chemical compound C(CCC)OOCCCC.C1CCCCC1 VSILEEGWTWMKLU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JJBFVQSGPLGDNX-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylprop-2-enoyloxy)propyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OC(C)COC(=O)C(C)=C JJBFVQSGPLGDNX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)CO LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NOTSENYEYVSAHZ-UHFFFAOYSA-N 2-ethyl-3-methylbenzene-1,4-diol Chemical compound CCC1=C(C)C(O)=CC=C1O NOTSENYEYVSAHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WFUGQJXVXHBTEM-UHFFFAOYSA-N 2-hydroperoxy-2-(2-hydroperoxybutan-2-ylperoxy)butane Chemical compound CCC(C)(OO)OOC(C)(CC)OO WFUGQJXVXHBTEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVWBTVJBDFTVOW-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-1-(2-methylpropylperoxy)propane Chemical compound CC(C)COOCC(C)C TVWBTVJBDFTVOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VFZKVQVQOMDJEG-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxypropyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OC(C)COC(=O)C=C VFZKVQVQOMDJEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 4-bromo-1,1,1-trifluorobutane Chemical compound FC(F)(F)CCCBr DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004342 Benzoyl peroxide Substances 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000025254 Cannabis sativa Species 0.000 description 1
- 235000012766 Cannabis sativa ssp. sativa var. sativa Nutrition 0.000 description 1
- 235000012765 Cannabis sativa ssp. sativa var. spontanea Nutrition 0.000 description 1
- 229920000298 Cellophane Polymers 0.000 description 1
- 229920003043 Cellulose fiber Polymers 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 241000758791 Juglandaceae Species 0.000 description 1
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- 240000006240 Linum usitatissimum Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 240000001931 Ludwigia octovalvis Species 0.000 description 1
- 239000005643 Pelargonic acid Substances 0.000 description 1
- 241000218657 Picea Species 0.000 description 1
- 244000186561 Swietenia macrophylla Species 0.000 description 1
- ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane Chemical compound CCC(CO)(CO)CO ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKKRPWIIYQTPQF-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane trimethacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC(CC)(COC(=O)C(C)=C)COC(=O)C(C)=C OKKRPWIIYQTPQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000009754 Vitis X bourquina Nutrition 0.000 description 1
- 235000012333 Vitis X labruscana Nutrition 0.000 description 1
- 240000006365 Vitis vinifera Species 0.000 description 1
- 235000014787 Vitis vinifera Nutrition 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 125000000751 azo group Chemical group [*]N=N[*] 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 235000009120 camo Nutrition 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 235000005607 chanvre indien Nutrition 0.000 description 1
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 description 1
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 229910021488 crystalline silicon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N di-tert-butyl peroxide Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)C LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004386 diacrylate group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- SRXOCFMDUSFFAK-UHFFFAOYSA-N dimethyl peroxide Chemical compound COOC SRXOCFMDUSFFAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- PRAKJMSDJKAYCZ-UHFFFAOYSA-N dodecahydrosqualene Natural products CC(C)CCCC(C)CCCC(C)CCCCC(C)CCCC(C)CCCC(C)C PRAKJMSDJKAYCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- TVFJAZCVMOXQRK-UHFFFAOYSA-N ethenyl 7,7-dimethyloctanoate Chemical compound CC(C)(C)CCCCCC(=O)OC=C TVFJAZCVMOXQRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AFSIMBWBBOJPJG-UHFFFAOYSA-N ethenyl octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC=C AFSIMBWBBOJPJG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001033 ether group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical compound O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011953 free-radical catalyst Substances 0.000 description 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- 239000011487 hemp Substances 0.000 description 1
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 1
- NWVVVBRKAWDGAB-UHFFFAOYSA-N hydroquinone methyl ether Natural products COC1=CC=C(O)C=C1 NWVVVBRKAWDGAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000554 ionomer Polymers 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 150000004668 long chain fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical group O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N manganese(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Mn+2] PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N melamine Chemical compound NC1=NC(N)=NC(N)=N1 JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004702 methyl esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 150000002762 monocarboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 235000014571 nuts Nutrition 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011369 optimal treatment Methods 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical class [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007903 penetration ability Effects 0.000 description 1
- 239000010451 perlite Substances 0.000 description 1
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000000864 peroxy group Chemical group O(O*)* 0.000 description 1
- 150000004978 peroxycarbonates Chemical class 0.000 description 1
- 229920006122 polyamide resin Polymers 0.000 description 1
- 238000012643 polycondensation polymerization Methods 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002683 reaction inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 229910052566 spinel group Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000010902 straw Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert-Butyl hydroperoxide Substances CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WMOVHXAZOJBABW-UHFFFAOYSA-N tert-butyl acetate Chemical compound CC(=O)OC(C)(C)C WMOVHXAZOJBABW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N tert-butyl benzenecarboperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000003911 water pollution Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/565—Oil-based compositions
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/01—Arrangements for handling drilling fluids or cuttings outside the borehole, e.g. mud boxes
-
- 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Раскрыт способ укрепления ствола скважины во вскрытом геологическом пласте, который включает определение или оценку свойств материалов вскрытого геологического пласта; определение изменений, требуемых в свойствах материала вскрытого геологического пласта для того, чтобы достичь желаемых улучшений характеристик указанного вскрытого геологического пласта; и обработку геологического пласта с целью получения требуемых улучшенных показателей свойств материала за счёт инжектирования состава, который отвеждается in situ с образованием геосинтетического композита. В другом аспекте изобретение относится к устройству для осуществления описанного способа с минимальным манипулированием с химикатами, которое представляет собой автоматизированное проточное устройство для дозирования и перекачки химикатов, не требующее большого смесительного резервуара.
Description
Буровые скважины, создаваемые для извлечения полезных ископаемых, таких как нефть и природный газ, проходят через многочисленные и разнообразные геологические пласты. Эти геологические пласты имеют различные химические составы, проницаемость, пористость, поровые флюиды, внутреннее поровое давление и свойства материала. Важные свойства материала, которые существенно влияют на конструкцию скважины, включают прочность на сжатие, прочность на растяжение, давление начала образования трещин, давление распространения трещин, модуль упругости Юнга, коэффициент поперечной деформации Пуассона и коэффициент объемного сжатия.
Большая разница давлений в пласте, свойств материала пласты и типов пластовых флюидов часто требуют изоляции и обработки определенных геологических пластов.
Можно пытаться изолировать специфические пласты, укрепляя их стальными обсадными колоннами или цементом, либо прибегнуть к иным способам обработки, известным в данной области техники. Там где стальные обсадные колонны цементируют в буровой скважине с целью изоляции геологических пластов, имеющих существенно различающиеся свойства, каждая такая колонна из обсадных труб является дорогостоящей конструкцией, установка которой приводит к уменьшению диаметра буровой скважины в последующих секциях по мере углубления буровой скважины. Поэтому желательно сводить к минимуму количество колонн из обсадных труб, требуемых для достижения нужной глубины.
В данной области техники также известно использование цемента для укрепления буровых скважин, однако, недостаток использования цемента заключается в том, что стадия твердения цемента может продолжаться до 24 ч, что является недопустимо длительным периодом, особенно в местах производства очень дорогостоящих работ по бурению морских скважин. Ещё один недостаток использования цемента заключается в том, что из-за зернистой структуры этот материал обладает низкой способностью проникновения в пласты, что может приводить к пониженному уплотняющему эффекту.
В данной области техники известны различные уплотняющие материалы для обкладки и упрочнения буровых скважин. При использовании уплотняющих материалов следует подбирать смолу или мономер для каждой скважины, исходя из совместимости с буровым раствором или раствором для завершения бурения скважины. Эпоксидные смолы обеспечивают наилучшие показатели прочности на сжатие, прочности на растяжение и адгезионные свойства. Однако эпоксидные смолы и/или их отверждающие агенты, в основном, имеют плохую совместимость и неудовлетворительные эксплуатационные характеристики с олефинами, сложными эфирами и парафиновым углеводородным флюидом.
Имеются акрилатные или метакрилатные смолы/мономеры, которые растворимы в олефине, сложном эфире и парафиновых углеводородных флюидах. Однако сами по себе такие мономеры и смолы не обеспечивают тех характеристик материала, которые требуются для геосинтетических композитных облицовок. Они обладают, как правило, плохой прочностью на растяжение, низким сопротивлением развитию трещины и низкой прочностью на сжатие. Смеси акрилатных мономеров, содержащие преполимеры, обладают улучшенными показателями прочности на растяжение, прочности на сжатие и сопротивлением развитию трещины. Однако используемые в этих смесях преполимеры часто оказываются нерастворимыми в углеводородных флюидах, упомянутых выше.
Известны различные способы использования цементов и уплотняющих материалов для укрепления песка. Среди используемых уплотняющих материалов значатся, например, эмульсия на основе каучука (патент США № 4649998), состав на основе каучукового латекса (патент США № 5159980), а также составы на основе цемента, иногда с добавлением стирола/бутадиена (патенты США № 4721160 и 5258072). Кроме того, см. патент США № 6177483, в котором изложено использование отверждающего состава на основе латекса. Как правило, приведенные ссылки на известный уровень техники описывают использование указанных материалов для укрепления песка, а не для общего упрочнения буровой скважины с целью исключения необходимости в обсадной колонне.
В патенте США № 5849674 раскрывается состав, содержащий глину, полимер, сшивающий агент и жидкость, в котором каждый из этих компонентов присутствует в количестве, эффективном для образования геля.
В патенте США № 5443123 раскрывается способ связывания рыхлой массы частиц в подземном пласте, сквозь которую проходит ствол скважины, причём этот способ осуществляется вводом флюидов, инжектируемых в ствол скважины через змеевик, находящийся снаружи ствола скважины, с последующей перекачкой флюидов из этого змеевика в ствол скважины после открытия циркуляционных портов при срабатывании воспламеняющей головки с переменной задержкой для зажигания газового генератора.
Различные способы укрепления пластов раскрыты, например, в патентах США № 3536137; 3759327; 4042032; 4427069; 4669543; 5101900;5145013;5154230;5178218 и 4936385.
- 1 009859
Из уровня техники известно использование автоматизированных систем для выполнения химических обработок. Часто химикаты смешивают в больших резервуарах, которые нужно очищать, и технический персонал зачастую подвергается воздействию вредных для здоровья химикатов в процессе их смешивания и последующей очистки емкостей.
В данной области техники существует потребность в способе анализа свойств материалов вскрытых геологических пластов и определении требуемых изменений в свойствах материала вскрытого пласта для продолжения операций бурения при снижении или устранении надобности в установке дополнительной колонны обсадных труб. Кроме того, было бы очень полезно, если имелась бы система и устройство для подбора типа химической обработки на основе свойств материала геологического пласта, причём выбранная обработка осуществлялась бы автоматически таким образом, чтобы техническому персоналу не приходилось смешивать вредные для здоровья химикаты или производить очистку резервуаров, загрязнённых вредными химикатами.
Краткое изложение сущности изобретения
В соответствии с вышеизложенным настоящее изобретение представляет собой способ, например, для минимизации потребности в установке дополнительных обсадных колонн по мере углубления бурения скважины. Этот способ включает в себя следующие стадии: определение или оценка свойств материалов вскрытых геологических пластов; определение изменений, требуемых в свойствах материала вскрытого геологического пласта, для того, чтобы достичь желаемых улучшений характеристик этого вскрытого геологического пласта; и обработка геологического пласта с целью получения требуемых улучшенных значений свойств материала за счёт инжектирования химической композиции через ствол скважины в смежное пространство пласта для создания геосинтетического композита, распространяющегося в радиальном направлении от стенки буровой скважины.
В некоторых вариантах осуществления изобретения выбираемый в указанном способе компонент (ί) или (ίί) является растворимым в безводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С7-С2о, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также является растворимым в дизельном и минеральном маслах и их смесях с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами. Кроме того, состав для обработки может содержать добавки, которые инициируют и регулируют время полимеризации, выбираемые из: кислотной или генерирующей кислоту добавки, инициирующей полимеризацию химически активного компонента (1); добавки, генерирующей свободные радикалы и инициирующей полимеризацию химически активного компонента (ίί).
Необязательно добавляют замедлитель реакции или ингибитор полимеризации для задержки наступления полимеризации до момента завершения инжекции в пласт.
В некоторых вариантах осуществления изобретения состав для обработки может также содержать другие добавки, например, выбранные из одного или нескольких следующих веществ:
а) связывающие агенты;
б) суспендирующие агенты;
в) красители;
г) утяжелители;
д) материалы для борьбы с поглощением;
е) индикаторные вещества; и
ж) иные добавки, известные в данной области техники, или любые их комбинации.
Состав, включая количества каждого компонента, тип акрилатного или метакрилатного мономера, а также химический состав и свойства материала термопластичного эластомера можно варьировать для обеспечения требуемых свойств материала геосинтетического композита, образующегося ίη δίΐιι. за счёт химической обработки.
Способ настоящего изобретения включает и другие составы для химической обработки, в частности, для обработок полимеризацией, где мономеры, олигомеры или растворённые полимеры вводят в пласт, окружающий ствол скважины, для того, чтобы, например, уменьшить пористость и/или проницаемость, либо увеличить прочность пласта, что позволяет продолжать бурение с меньшим числом колонн обсадных труб, помещаемых в ствол скважины.
В другом аспекте данное изобретение можно охарактеризовать как устройство для применения описанного способа, которое сводит к минимуму манипулирование с химикатами и которое представляет собой автоматизированное поточное устройство для дозирования и перекачки химикатов, не требующее большого смесительного резервуара, при этом конструкция такого устройства включает:
1) закрытую и герметизированную проточную смесительную камеру, имеющую средство для регулирования потока скважинных флюидов, таких как буровой раствор, раствор для завершения бурения скважины, пакерная жидкость, подаваемые в упомянутую камеру;
2) упомянутое средство для регулирования потока, содержащее клапан, регулируемый клапан или сопло, скважинные жидкости и расходомер жидкости с механизмом обратной связи для регулирования потока упомянутой скважинной жидкости, подаваемой в упомянутую поточную смесительную камеру;
з) ряд емкостей, содержащих химические компоненты, причём каждая из емкостей для передачи жидкости связана со смесительной емкостью посредством рукава или трубопровода, где каждый рукав
- 2 009859 или трубопровод, идущий от емкости с химическим компонентом к поточной смесительной камере, имеет насос и расходомер жидкости, оба связанные с органами компьютерного управления; и
4) упомянутую поточную смесительную камеру, соединенную с насосом для объединения химических компонентов со скважинными жидкостями до инжекции в геологический пласт.
В объем изобретения также входит раздельная перекачка насосами соединений для химической обработки, без смешивания со скважинными жидкостями.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлено схематическое изображение поточного устройства для смешивания и перекачки составов настоящего изобретения для химической обработки.
Фиг. 2 представляет собой схематическое изображение альтернативного расположения трубопроводов для компонентов.
Фиг. 3 представляет собой график зависимости скорости фильтрации от времени.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение обеспечивает способ и устройство для использования химического состава совместно находящихся на рассмотрении в Патентном ведомстве США заявок № 60/576430 и 60/576440, хотя могут оказаться полезными и другие составы; при этом подразумевается, что использование других рецептур подпадает под сферу действия настоящего изобретения. Данное изобретение создает способ подбора и внесения химического состава для укрепления свойств материала достигнутого геологического пласта и для образования ίη Ши геосинтетических композитов, состоящих из породы и пластика в самом пласте. Химические обработки, укрепляющие ствол скважины и создающие в почве укрепляющую оболочку из геосинтетического композита, распространяющегося в радиальном направлении от ствола скважины, позволяют избежать уменьшения диаметра буровой скважины, необходимого для изоляции геологических пластов, обладающих существенно различающимися свойствами, при помощи стальных обсадных колонн, которые цементируют в земле с требуемыми интервалами. Это дает возможность снизить количество обсадных колонн, требуемых для создания буровой скважины заданной глубины в земле. В некоторых вариантах воплощения настоящего изобретения предлагаемый способ позволяет создавать ствол скважины с единым диаметром, укрепленный одной обсадной колонной, либо не более чем двумя колоннами обсадных труб, по достижении требуемой глубины.
Первой стадией способа может стать определение или оценка свойств материала вскрытого геологического пласта. Подразумевается, что используемый здесь термин «вскрытый геологический пласт» включает в себя толщу пород, через которые пробурен ствол скважины, при этом поверхность пласта вскрыта и обращена к открытому стволу скважины. Определённые свойства оценивают для того, чтобы подобрать оптимальную обработку. Эти свойства включают, например, давление начала образования трещин, прочность на растяжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона, температуру, пористость и проницаемость. Способы получения этих данных известны специалистам в данной области, и не предполагается ограничивать настоящее изобретение какими бы то ни было конкретными способами выполнения испытаний для определения этих свойств.
После определения свойств пласта данные могут быть получены и проанализированы с целью определения требуемых изменений в свойствах материала вскрытого геологического пласта, которые были бы желательны, например, для устранения необходимости установки дополнительной обсадной колонны. При заданных желательных изменениях можно подобрать соответствующий химический состав для обработки, определить необходимое расстояние минимального радиального проникновения состава для химической обработки от ствола скважины, а также можно определить объем состава для химической обработки.
В процессе обработки образуется цилиндрический каркас из геосинтетического композита, располагающегося в радиальном направлении от ствола скважины. Показатели модуля упругости (модуль Юнга), прочности на растяжение, прочности на сжатие, трещиностойкости, вязкости при разрушении и проницаемости этого геосинтетического композита отличаются от аналогичных показателей для окружающего пласта. Эти свойства позволяют химически обработанной области пласта, не разрываясь, выдерживать высокие напряжения (высокое давление) в стволе скважины, по сравнению с необработанной формацией. Давление разрыва химически обработанной области оказывается выше, чем у необработанного пласта. В типичном случае проницаемость химически обработанной области получается ниже, чем у необработанного пласта.
Степень повышения давления разрыва может зависеть от свойств материала геосинтетического композита и от толщины обработанной области. Изменение давления возникновения разрыва для вычисления трещиностойкости пластов можно оценить с помощью уравнений, известных из механики, особенно из механики горных пород. Непроницаемость геосинтетического композита является важным фактором для изменения величины давления возникновения разрыва. Непроницаемая, обработанная часть пласта действует как упругий слой, перераспределяющий давление, прикладываемое к стволу скважины, на окружающий пласт, позволяя прикладывать более высокие напряжения (давления), прежде чем произойдёт разрыв или разрушение ствола скважины. Для непроницаемого слоя геосинтетического композита, созданного обработкой пласта, возможны три вида разрушения: (а) разрыв геосинтетического ком
- 3 009859 позита, (б) разрыв необработанного пласта за пределами геосинтетического композита, или (с) пластическое разрушение геосинтетического композита. При некоторых видах разрушения непроницаемость слоя является критически важным фактором, а толщина слоя малозначима, за исключением толщины, требуемой для обеспечения полной непроницаемости. При других видах разрушения толщина слоя является критически важным фактором. Специалисты в области геомеханики могут использовать принципы сопротивления материалов для расчета наиболее вероятного вида разрушения и требуемой толщины слоя с целью получения конкретного увеличения давления возникновения разрыва.
Объём обработки определяется из расстояния радиального проникновения от ствола скважины, длины интервала, диаметра ствола скважины и пористости пласта. Вычисляют объём цилиндрической оболочки и умножают на величину пористости пласта, чтобы оценить объём порового пространства, подлежащего заполнению химическим реагентом. Для компенсации погрешности в оценке можно добавлять дополнительный объём. Объём ствола скважины сверх обработанного интервала должен быть заполнен химическим реагентом до инжекции или во время инжекции. Этот объём также прибавляют к объёму обрабатываемого пласта с некоторым избытком для получения требуемого объёма материала для обработки.
Важным является показатель проницаемости геологического пласта, подлежащего обработке. Пласт должен обладать достаточной проницаемостью, чтобы позволить материалу для химической обработки затекать в поры, вытеснять поровые флюиды и более прочно связать частицы пласта. Желательно обрабатывать пласты, имеющие значения проницаемости матрицы между 1 и 50000 мДарси. Как правило, скорость проникновения увеличивается с увеличением проницаемости при постоянном давлении инжекции. Как правило, давление, требуемое для инжекции материала для химической обработки, уменьшается с увеличением проницаемости при постоянной скорости потока. С трудом поддаются обработке пласты, имеющие значения проницаемости менее чем приблизительно 0,1 мДарси. Для пластов с низкой проницаемостью требуются жидкости с очень низкой скоростью обработки, высокими значениями давления инжекции и длительными значениями времени обработки. Практическим решением для обработки пластов с низкой проницаемостью является использование пластичного, высокопрочного материала, для которого требуется небольшая глубина радиального проникновения от ствола скважины, чтобы достичь желаемого увеличения давления разрыва.
Для состава для химической обработки необходимо знать период времени, который требуется для осуществления обработки. Процесс полимеризации должен протекать после завершения инжекции объема реагента для обработки в пласт. Однако процесс полимеризации не должен протекать слишком долго после завершения инжекции, поскольку возможно разбавление, или обратное течение, или межпластовый переток жидкости внутри скважины. Время обработки оценивают по суммарному периоду времени, необходимому для закачивания реагента для обработки внутрь скважины, смежной с обрабатываемым геологическим пластом, времени, необходимого для инжекции реагента для обработки внутрь пласта, времени для поднятия или извлечения любого инструмента для обработки или трубопроводов из обработанного интервала, плюс запасное время. Время, необходимое для закачивания реагента для обработки внутрь скважины, смежной с обрабатываемым геологическим пластом, рассчитывают, используя объем химического реагента, объем спусковой колонны и скорости закачки. Время, необходимое для инжекции объема реагента для обработки внутрь пласта, можно рассчитать, используя объем химического реагента, подлежащего инжекции, и скорость фильтрации.
Скорость фильтрации в псевдостационарном режиме может быть определена с помощью теста на фильтрационные потери и поглощение бурового раствора при использовании керна пласта или синтетического керна, имеющего фильтрующие свойства, соответствующие свойствам, подлежащего обработке пласта. На фиг. 3 приведена иллюстрация временной зависимости скорости фильтрации, из которой можно определить псевдостационарную скорость фильтрации. Зная скорость фильтрации и объем состава, который желательно инжектировать, с помощью приведенного выше уравнения можно рассчитать время, необходимое для инжекции состава. Это время, необходимое для инжекции химического реагента, должно быть меньше времени отверждения применяемого состава. Обычно скважину заполняют составом сверх того объема, который нужен для обработки, и затем необязательно повышают давление до желаемой степени, чтобы вдавить состав в пласт без растрескивания пласта. Таким образом, желаемый объем состава может быть вдавлен в пласт сверх интервала, подлежащего обработке.
Реагент для химической обработки может быть выбран с учетом ряда соображений, из которых важным является совместимость с флюидами скважины (т.е. буровыми растворами, растворами для завершения бурения скважины и пластовыми жидкостями). Реагент для обработки должен быть совместим или должен смешиваться со скважинными флюидами, и наиболее предпочтительно реагент для обработки должен полностью растворяться во флюидах скважины. Кроме того, любой катализатор или инициатор должен быть совместим с флюидами скважины. Например, во флюиде, содержащем большое количество компонентов, растворимых в кислоте или нейтрализующих кислоту, не следует использовать катализируемый кислотой реагент для обработки флюида. Кроме того, выбранный реагент для обработки должен обладать способностью проникать через остаток бурового раствора на фильтре или через повреждение пласта вблизи скважины, которое обычно называется «скин» (§кш).
- 4 009859
Дополнительными важными факторами, которые следует учитывать при выборе реагента для обработки, являются прочность и свойства материала для химической обработки, вязкость химического реагента, тип химического реагента (инициирующий или каталитический), температура скважины, время, необходимое для введения химического реагента в геологический пласт, и проницаемость, пористость и литология геологического пласта.
На практике, толщина обработанного пласта (геосинтетического композита) превышает минимальную толщину, необходимую для достижения желаемого увеличения давление начала образования трещины пласта. Это обусловлено неоднородностью пласта и случайными переменными в процессе инжекции. В результате геологический пласт обрабатывают для того, чтобы улучшить/усилить свойства материала до требуемого уровня путем инжекции внутрь реагента для обработки, с целью создания геосинтетического композита, распространяющегося на радиальное расстояние от скважины от 0,05 до 5 м, предпочтительно от 0,1 до 3 м, наиболее предпочтительно от 0,25 до 2 м. Тип материала для химической обработки и глубина проникновения взаимно связаны, и их следует определять с учетом типа геологического пласта, проницаемости и пористости необработанной части пласта, наличия естественных и индуцированных разрывов, трещин, дефектов или пустот; и требуемых свойств материала геосинтетического композита, который формируется ίη δίίπ в результате химической обработки. В прочных пластах или при использовании весьма сильных реагентов для обработки может потребоваться меньшая радиальная глубина проникновения. Более глубокая радиальная глубина проникновения может потребоваться для слабых или рыхлых пластов, и/или при использовании менее сильных реагентов для обработки.
Реагент для химической обработки, который упомянут выше и подробно описан в одновременно поданных заявках на патент США № 60/576430 и 60/576440, включает в себя различные составы патентованных компонентов, применяемых для создания геосинтетических композитов ίη δίΐπ. в том числе, по меньшей мере один реакционноспособный, полимеризующийся компонент, выбранный из:
(ί) по меньшей мере одной меламино-формальдегидной смолы, или смеси подходящих меламиноформальдегидных смол; необязательно смешанных с полиолом и/или поли(гидрокси)простым эфиром или их смесью; или (ίί) смеси реакционноспособного сложного эфира, или смеси сложных эфиров, имеющих по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, предпочтительно содержащую виниловый сложный эфир версатиковых кислот С9-С11 или виниловый сложный эфир жирной кислоты с длинной цепочкой, или их смесями; ненасыщенного термопластичного эластомера, имеющего по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, растворимого в реакционноспособном виниловом сложном эфире; диили трифункционального акрилатного или метакрилатного мономера; и необязательно термопластичного эластомера с боковыми функциональными группами или без них.
Предпочтительно, выбранные компоненты (ί) или (ίί) растворимы в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С7-С20, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворимы в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С7-С20, сложными эфирами, и парафиновыми маслами. Кроме того, композиция для обработки может содержать добавки для того, чтобы инициировать полимеризацию и регулировать время полимеризации, которые выбирают из: кислотных, или выделяющих кислоту добавок, для инициирования полимеризации реакционноспособного компонента (1); или добавки, генерирующей свободные радикалы, чтобы инициировать полимеризацию реакционноспособного компонента (ίί). Необязательно, добавляют замедлитель или ингибитор полимеризации для того, чтобы задержать начало полимеризации, пока не будет завершена инжекция в пласт.
Необязательно, композиция для обработки может содержать другие добавки, выбранные, например, из одного или нескольких а) связывающих агентов, Ь) суспендирующих агентов; с) красителей; б) утяжелителей; е) материалов для борьбы с поглощением; 1) индикаторов и д) других добавок, известных из уровня техники, или их любых сочетаний. Состав, включающий количества каждого компонента, тип акрилатно/метакрилатного мономера, и химический состав и свойства материала термопластичного эластомера может изменяться для того, чтобы обеспечить требуемые свойства геосинтетического композита, образующегося ίη δίΐιι в результате химической обработки.
Выбранный состав изобретения отверждается в порах пласта, связывает вместе частицы пласта и образует породно-пластичный композит. Эта обработка подходит для применения с целью повышения давления, инициирующего трещины вблизи ствола скважины, в истощенных зонах, в зонах аномально высокого давления, зонах фонтанирования, зонах поглощения и в других случаях, которые будут очевидными для специалистов в этой области техники.
Меламино-формальдегидный компонент в составе представляет собой жидкую меламиноформальдегидную смолу, которая растворима в любой углеводородной смеси, выбранной из одного или нескольких неводных буровых растворов, буровых растворов на основе обратных эмульсий, дизельных масел и минеральных масел и любых их смесей с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами и их сочетаний.
Подходящие меламино-формальдегидные смолы являются аминными сшивающими агентами, предназначенными для термоотверждения поверхностных покрытий. Подходящие смолы должны обла
- 5 009859 дать способностью сшивать молекулы первичного пленкообразователя в покрытии, чтобы образовалась трехмерная термически отвержденная полимерная сетка; этот процесс включает взаимодействие функциональных аминогрупп с соответствующими реакционноспособными группами первичного пленкообразователя. Подходящие смолы растворимы в растворителях и содержат меламин, способный расширяться в воде. Подходящие смолы обладают гибкой способностью к каталитическому отверждению в диапазоне температур приблизительно от 38 до 316°С и выше (100-600°Р), более часто приблизительно между 68 и 177°С (150-350°Р), и обеспечивают пленку с хорошей гибкостью и ударной вязкостью. Смолы для состава выбирают на основе сочетания эксплуатационных характеристик и параметров отверждения, зависящих от свойств пласта, который будет обрабатываться.
Меламино-формальдегидная смола или смеси подходящих меламино-формальдегидных смол могут быть необязательно смешаны с полиолом. Подходящие полиолы должны быть растворимы в меламиноформальдегидной смоле или в смеси меламино-формальдегидных смол, а также обладать растворимостью в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение. Подходящие полиолы включают, например, (но не ограничиваются) этиленгликоль, пропиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль, глицерин и поли(этиленпропилен)гликоль. Подходящее количество полиола составляет от 0 до 50 об.%, более предпочтительно от 5 до 35 об.%, и наиболее предпочтительно, от 10 до 30% от объема пласта. Подходящие для использования в настоящем изобретении полиолы являются промышленно доступными под торговой маркой Уогапо1 Уогасйу™ полифолы от фирмы Ωο\ν СНст1са1 Сотрапу.
Кроме того, меламино-формальдегидная смола или смеси меламино-формальдегидных смол можно необязательно смешивать с поли(гидрокси)простым эфиром. Подходящий материал поли(гидрокси)простого эфира должен быть растворим в меламино-формальдегидной смоле или в смеси меламиноформальдегидных смол, а также в углеводородной фазе буровых растворов и растворов, завершающих бурение. Подходящие поли(гидрокси)простые эфиры включают эфиры, имеют высокую молекулярную массу с предпочтительной линейной структурой, что обычно обеспечивает сочетание ударной вязкости и гибкости и характеризуется наличием функциональной группы простого эфира и боковой гидроксильной группы, что облегчает смачивание и связывание с полярными субстратами и наполнителями.
Кроме того, могут быть использованы смеси подходящих поли(гидрокси)простых эфиров. Подходящее количество поли(гидрокси)простого эфира находится в диапазоне от 0 до 50 об.%, более предпочтительно от 5 до 35 об.%, и наиболее предпочтительно от 10 до 30% от объема состава. Кроме того, в объем защиты изобретения входит использование в качестве реакционноспособного компонента подходящей меламино-формальдегидной смолы или смеси смол, смешанных с полиолом или смесью подходящих полиолов, и поли(гидрокси)простым эфиром или смесью подходящих поли(гидрокси)простых эфиров. Альтернативный выбор реакционноспособной смеси мономер/смола фактически представляет собой:
1) реакционноспособный сложный эфир или смесь сложных эфиров, имеющих по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, предпочтительно содержащую виниловый сложный эфир версатиковых кислот С9-С11 или виниловый сложный эфир жирной кислоты с длинной цепочкой, или их смеси,
2) ненасыщенный термопластичный эластомер, растворимый в реакционноспособном сложном эфире, и
3) ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер.
Необязательно, в эту смесь может быть добавлен:
4) насыщенный термопластичный эластомер с боковыми функциональными группами или без них.
В смеси альтернативных реакционноспособных мономеров/смол, подходящие реакционноспособные сложные эфиры выбирают из группы, состоящей из виниловых сложных эфиров версатиковых кислот С9-Сц или виниловых сложных эфиров жирных кислот с длинной цепочкой, или их смесей. Предпочтительными виниловыми сложными эфирами версатиковых кислот, для применения в настоящем изобретении, являются виниловые сложные эфиры версатиковых кислот С10. Хотя виниловые сложные эфиры версатиковых кислот С9-С11 являются подходящими, виниловые сложные эфиры версатиковых кислот Си способны размягчаться в большинстве областей практического применения настоящего изобретения. Кроме того, хотя виниловые сложные эфиры версатиковых кислот С9 обладают большей жесткостью и подходят для применения в настоящем изобретении, на практике виниловые сложные эфиры версатиковых кислот С9 и С11 не являются промышленно доступными и гораздо дороже, чем виниловые сложные эфиры С10 версатиковых кислот. Подходящие виниловые сложные эфиры версатиковых кислот С9-С11 промышленно доступны от фирмы КскоЫйоп РсгГогтапсс Ргойисй под торговыми марками УЕОУА™, в том числе (но без ограничений) УЕОУА-9, УЕОУА-10, и УЕОУА-11. Предпочтительным является продукт УЕОУА-10, который применяется в примерах с получением хороших результатов, и представляет собой винилнеодеканоат, который является виниловым сложным эфиром сильно разветвленной монокарбоновой кислоты С10.
Подходящие виниловые сложные эфиры жирных кислот с длинной цепочкой включают, в том чис
- 6 009859 ле, виниловый эфир пеларгоновой кислоты, виниловый эфир стеариновой кислоты, виниловый эфир лауриновой кислоты и т.п. Эти сложные эфиры могут быть использованы индивидуально или в виде смеси сложных эфиров. Кроме того, в объем изобретения входит применение смеси виниловых сложных эфиров версатиковых кислот С9-Сц с виниловыми сложными эфирами жирных кислот с длинной цепочкой. В настоящем изобретении количество винилового сложного эфира или его смеси, или меламиноформальдегидной смолы, или ее смеси, должно находиться в диапазоне от 10 до 90 мас.%, предпочтительно от 35 до 70 мас.%.
В альтернативной композиции реакционноспособного мономера/смолы подходящие ненасыщенные термопластичные эластомеры, смешанные в составе, включают в себя линейные, радиальные, или звездообразные конфигурации двойного или тройного блочного полимера (полимеров), имеющего по меньшей мере одну ненасыщенную углерод-углеродную связь. Подходящие примеры включают в себя (но не ограничиваются) двойные или тройные полимеры, содержащие стирол-бутадиен-стирол (СБС) или стирол-изопрен-стирол (СИС). Подходящие ненасыщенные термопластичные эластомеры являются промышленно доступными под торговой маркой Кта1ои от фирмы Кта1ои Ро1утег, особенно из серии Кта1ои® Э. Конкретные примеры включают в себя (но не ограничиваются), Кта1ои® 1101, Кта1ои®1112, Кта1ои® 1122Х, Кта1ои® 1161, Кта1ои®1184 и Кта1ои® Э-1401Р. Ненасыщенный термопластичный эластомер выбирают с учетом формы полимера (например, линейный, радиальный или звездообразный), концевой группы (стирол-изопрен-стирольные блок-полимеры и др.), прочности на растяжение, модуля 300%, и относительного удлинения (%) при разрушении и вязкости раствора в виниловом сложном эфире или смеси виниловых сложных эфиров. Соотношение стирола к эластомеру должно находиться в диапазоне между 15:85 и 75:25. Ненасыщенные термопластичные эластомеры должны иметь прочность на растяжение выше 7,03 МПа (1000 фунт/кв.дюйм, измерена по стандарту Л8ТМ Способ Э412) и обладать относительным удлинением при разрушении по меньшей мере 300% (измерена по стандарту Л8ТМ Способ Э412). Кроме того, могут быть использованы смеси подходящих ненасыщенных термопластичных эластомеров. Количество ненасыщенного термопластичного эластомера, или смесей эластомеров, присутствующих в композиции, должно быть в диапазоне от 1 до 30 мас.%, более предпочтительно между 2,5 и 25 мас.% и наиболее предпочтительно между 5 и 20 мас.%.
В смеси дополнительных мономеров/смол подходящие акрилатные или метакрилатные мономеры выбирают из группы, имеющей ди- или трифункциональные ненасыщенные реакционноспособные группы. Примеры включают в себя (но не ограничиваются) диакрилат или диметакрилат этиленгликоля, диакрилат или диметакрилат трипропиленгликоля и триметакрилат триметилолпропана, диакрилат или метакрилат полиэтиленгликоля, диакрилат или диметакрилат пропиленгликоля индивидуально или в смесях. Количество акрилатного или метакрилатного мономера, присутствующего в составе, должно быть в диапазоне между 0 и 65 мас.%, более предпочтительно между 2,5 и 50 мас.% и наиболее предпочтительно между 5 и 35 мас.%.
Насыщенный термопластичный эластомер может быть необязательно введен в альтернативный мономер/смолу с целью регулирования вязкости и обеспечения суспендирования твердого вещества. Насыщенный термопластик может быть выбран из группы, состоящей из линейных, двублочных, радиальных или звездообразных (молекулярная форма), или функционализированных насыщенных термопластичных эластомеров. Подходящие насыщенные термопластичные эластомеры являются промышленно доступными под торговой маркой Кта1оп от фирмы Кта1оп Ро1утег, особенно из серий Кта1оп® 6 и Кга1оп® ЕС. Подходящие примеры насыщенных термопластичных эластомеров с радиальной или звездообразной молекулярной формой включают в себя (но не ограничиваются) Кта1оп® С-1650, Кта1оп® С1657, КтаЮп® С-1701, КтаЮп® С-1702, КтаЮп® С-1750Х, КтаЮп® С-1765Х, Кта1оп® С-1780Х, Кта1оп® РС-1901 и Кта1оп® РС-1924Х. В случае введения функционализированных насыщенных термопластичных эластомеров, функциональными группами могут быть гидроксил, карбоксил или малеиновая кислота. Функциональные группы малеиновой кислоты/малеинового ангидрида, включенные в молекулярный состав насыщенного термопластичного эластомера обеспечивают центры для сшивки, чтобы изменить свойства материала отвержденного состава. Подходящее количество насыщенного, термопластичного эластомера, или его смесей находится в диапазоне приблизительно от 1 до 15 мас.%. Предпочтительные насыщенные термопластичные эластомеры, применяемые в настоящем изобретении, выбирают из радиальных или звездообразных насыщенных термопластичных полимеров.
Как отмечено выше, насыщенный термопластичный эластомер с боковыми функциональными группами или без них необязательно может быть добавлен в состав, содержащий ненасыщенный термопластичный эластомер. Следовательно, в объем защиты настоящего изобретения входит использование смесей ненасыщенных термопластичных эластомеров и насыщенных термопластичных эластомеров, таких как, например, композиции серии Кта1оп Э и серии Кта1оп С. Кроме того, в объем настоящего изобретения входят смеси ненасыщенных термопластичных эластомеров с функционализированными эластомерами, такими как, например, композиции серии Кта1оп Э и серии Кта1оп ЕС, а также применение смесей насыщенных, ненасыщенных и функционализированных термопластичных эластомеров или соответствующего продукта серии Кта1оп.
- 7 009859
Для разбавления смеси выбранного состава может быть использован растворитель, который улучшает смачиваемость поверхности пласта и улучшает стойкость к загрязнению водой. Этот растворитель должен смешиваться с водой и углеводородами, и он может быть выбран из любого традиционного типа, который может быть известен специалистам в этой области техники. Подходящие растворители включают (но не ограничиваются) низкомолекулярные безводные спирты, такие как метанол, этанол, пропанол; простые эфиры и простые полиэфиры, такие как тетрагидрофуран, диоксан, моноалкиловые эфиры этиленгликоля, моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля, или сложные эфиры гликолей; простые эфиры спиртов, такие как 2-бутоксиэтанол. Предпочтительные растворители включают в себя монобутиловый эфир этиленгликоля, ацетат метилового эфира пропиленгликоля, и другие растворители, которые эффективны для растворения термопластичных эластомеров или их смесей. Подходящая концентрация взаимного растворителя может быть выбрана в диапазоне от 0 до 50 мас.%, более предпочтительно от 1 до 35 мас.% и наиболее предпочтительно от 5 до 25 мас.%.
При использовании настоящего изобретения применяют катализатор или инициатор. Применение катализаторов и инициаторов известно из уровня техники, и не предполагается, что изобретение будет ограничено каким-либо конкретным типом катализатора. Подходящим катализатором для конденсационной полимеризации меламино-формальдегидных смол является кислотный катализатор или катализатор, выделяющий кислоту.
Подходящие катализаторы свободнорадикального инициирования или каталитические системы могут включать, например, (но не ограничиваться) азосоединения, алкил- или ацилпероксиды или гидропероксиды, кетопероксиды, сложные эфиры пероксидов, пероксикарбонаты и пероксикетали. Такие соединения имеют различную температуру активации и время полураспада, или другими словами, температуру, при которой инициируется их взаимодействие, и реакция становится экстенсивной. Примеры подходящих алкилпероксидов, диалкилпероксидов, гидропероксидов, ацилпероксидов, сложных эфиров пероксидов и пероксикеталей включают в себя (но не ограничиваются) бензоилпероксид, дибензоилпероксид, диацетилпероксид, ди-трет-бутилпероксид, пероксид кумола, дикумилпероксид, дилаурилпероксид, трет-бутилгидропероксид, пероксид метилкетона, пероксид ацетилацетона, пероксид метилэтилкетона, дибутилпероксид циклогексана, ди(2,4-дихлорбензоил)пероксид, диизобутилпероксид, третбутилпербензоат и трет-бутилперацетат. Катализатор может быть использован в суммарном количестве приблизительно от 0,001 до 20 мас.%, в расчете на массу полимеризуемого мономера.
Аналогично может потребоваться ингибитор, и не предполагается ограничение изобретения какимлибо конкретным ингибитором. Специалисты в этой области техники могут подобрать подходящие ингибиторы. Примеры подходящих ингибиторов для реакций свободнорадикальной полимеризации включают, например, бензоилхинон, парабензохинон, и т.п., которые являются эффективными при повышенных температурах. Некоторые ингибиторы недостаточно эффективны при повышенных температурах. Дополнительные примеры ингибиторов включают гидрохиноны, такие как, например, метилгидрохинон и метилэтилгидрохинон. Полиолы, простые полигидроксиэфиры, спирты и основания являются ингибиторами для реакций конденсации, катализируемых кислотами. Количество ингибитора подбирается в соответствии с реакционной способностью обсуждаемых полимеризующихся компонентов преполимера и мономера, в том числе желательный срок годности при хранении и время отверждения. Обычно ингибитор присутствует в количестве приблизительно от 0,02 до 2 частей по массе. Предпочтительное количество ингибитора приводит к соответствующему экзотермическому процессу и к малому времени отверждения.
Если использование катализатора предпочтительно, то ингибитор не всегда является необходимым. Когда температура в скважине повышена, например, выше чем 66°С (150°Е), реакция может протекать слишком быстро. В этом случае добавляют ингибитор, который действует как поглотитель свободных радикалов, и предупреждает слишком быстрое протекание полимеризации. В конечном счете, ингибитор может быть израсходован, и свободный радикал, или кислотные группы инициируют полимеризацию, которая затем поддерживается самостоятельно. В некоторых высокотемпературных скважинах ингибитор может только снижать температуру кипения ограниченного количества материала, и когда ингибитор обладает ограниченной эффективностью, это может оказать отрицательный эффект на молекулярную массу геосинтетического композита, поскольку она будет ниже оптимально необходимой молекулярной массы.
Из уровня техники известны многочисленные связывающие агенты, и не предполагается ограничивать это изобретение конкретными агентами. Подходящая концентрация сочетающего агента находится в диапазоне от 0 до 10 мас.%.
В состав могут быть добавлены суспендирующие агенты, известные из уровня техники для предотвращения осаждения твердого вещества. Это изобретение не предполагается ограничивать какими-либо конкретными агентами. Однако подходящие суспендирующие агенты включают, например, органофильные глины, обработанные аминами глины, маслорастворимые полимеры, соединения четвертичного аммония, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла.
Кроме того, состав может содержать другие обычные ингредиенты для обработки бурового раствора, такие как добавки для регулирования водоотдачи, красители, противовспенивающие вещества, в слу
- 8 009859 чае необходимости, и т.п., используемые в обычных количествах, которые известны специалистам в этой области техники. Разумеется, следует воздержаться от добавления таких других ингредиентов, если они отрицательно влияют на основные желаемые свойства растворов для обработки.
В состав могут быть добавлены утяжелители или материалы, регулирующие плотность. Подходящие материалы включают, например, галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит, оксиды марганца, оксид магния, оксид цинка, оксиды циркония, шпинели и т.п. Добавленное количество такого материала, если он добавляется, зависит от желаемой плотности химического состава для обработки. Обычно, утяжеляющий материал добавляют для того, чтобы получить плотность бурового раствора приблизительно до 1,1 кг/л (9 фунт/галлон). Предпочтительно, утяжеляющий материал добавляют вплоть до 2,3 кг (5 фунтов) на баррель (159 л) и наиболее предпочтительно до 225 кг (500 фунтов) на баррель (159 л) смеси смолы.
Материалы для борьбы с поглощением (препятствующие потере бурового раствора) также могут быть введены в состав. Обычно эти материалы распределяют по категориям как волокна, чешуйки, гранулы и смеси. Конкретные примеры включают в себя (но не ограничиваются) измельченную слюду, чешуйки слюды, кремнеземный шлак, диатомитовую землю, гидратированные бораты, фракционированный песок, гильсонит, измельченный уголь, древесный уголь, целлофановые хлопья или ленты, целлюлозное волокно, вспученный перлит, обрезки бумаги или бумажную массу, и т.п., скорлупу грецких или других орехов, измельченную до различных размеров, шелуху семян хлопка или семенную коробочку хлопка, волокно сахарного тростника или измельченные волокна сахарного тростника, льняную солому, измельченную коноплю, измельченную еловую кору, измельченную кору и волокна красного дерева, и виноградные выжимки, кристаллический диоксид кремния, аморфный диоксид кремния, глины, карбонат кальция и барит. Подходящие количества дополнительных твердых веществ, применяемых в сочетании с сополимером (сополимерами) и/или иономером (иономерами), могут быть очевидными для специалистов в этой области техники.
Состав, содержащий любой выбранный реакционноспособный мономер, включая количества каждого компонента, тип акрилатного/метакрилатного мономера, если он используется, и химический состав и свойства материала термопластичного эластомера, когда он используется, варьируются для того, чтобы обеспечить необходимые свойства материала для геосинтетических композитов, образовавшихся ίη мШ.
Состав реагента для обработки согласно изобретению можно вводить в ствол скважины через буровую колонну (комплект нижней бурильной колонны), с помощью обработки с открытым концом, если используется много материала для борьбы с поглощением при закачке с выдержкой по времени или при закачке с выдержкой по времени без обратной циркуляции (особенно в зоне больших потерь). Предпочтительно композиционный материал будет распространяться на радиальное расстояние от скважины от 0,25 до 2 м. Состав мономера/смолы затвердевает в порах пласты и связывает вместе частицы пласты с образованием породно-пластичного композита.
После обработки свойства материала геосинтетического композита улучшаются по сравнению со свойствами необработанного геологического пласта. При этом увеличивается давление распространения трещин, соответственно изменяются прочность на растяжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона, чтобы улучшить пластичность, трещиностойкость, прочность на сжатие и снизить проницаемость.
После того как зона обработана, ее подвергают испытанию на герметичность под давлением, и бурение может быть продолжено. В этот момент может быть целесообразно использовать буровой раствор с большей или меньшей плотностью, что относится к компетенции специалиста в этой области техники.
В настоящем изобретении компоненты могут непрерывно смешиваться в автоматизированной системе дозирования и перекачивания реагентов, которая представлена на фиг. 1. Ссылаясь на фиг. 1, позиция 1 представляет линию, по которой буровой раствор поступает из емкости для хранения бурового раствора, 2 представляет расходомер с механизмом обратной связи 12, который находится в связи с компьютерным регулятором, 3 означает клапан, 4 означает проточную смесительную камеру и 5 означает насос высокого давления. Расходомер и механизм обратной связи обеспечивают автоматическое регулирование при уменьшении потока из емкости для хранения бурового раствора. Различные компоненты, т.е. подходящие меламино-формальдегидные смолы, реакционноспособный сложный эфир (эфиры), имеющие по меньшей мере одну двойную углерод-углеродную связь, ненасыщенные термопластичные эластомеры, ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер, полиол, поли(гидрокси)простой эфир и др., хранятся в нескольких емкостях для компонентов, представленных как 9. Для иллюстрации представлены 4 емкости, однако их число может быть любым, как будет очевидно специалистам в этой области техники. Каждая емкость 9, содержащая химические компоненты, находится в неразрывной связи с проточной смесительной емкостью 4 с помощью трубопроводов или рукавов 11. В месте подсоединения трубопроводов или рукавов к емкостям компонентов 9 предпочтительно имеются клапаны (не показаны) с тем, чтобы в случае отсоединения рукава, оператор имел возможность получить индивидуально закрытую и незагрязненную емкость. Эти рукава могут представлять собой удобные автоматические, быстро подсоединяемые рукава, известные из уровня техники. На каждом трубопроводе или рукаве имеется насос 7 и расходомер 6. Кроме того, насос 7 и расходомер 6 при каждой емкости находится в связи с компьютерным регулятором, представленным позицией 8. Трубопроводы
- 9 009859 подводят компоненты от каждого расходомера 6, которые входят в проточную смесительную камеру в точке 10. Все эти трубопроводы, подводящие компоненты, могут быть подведены в секцию смещения в одной точке, как показано на фиг. 1, или они могут быть подведены в отдельных точках, как показано на фиг. 2.
Различные компоненты могут смешиваться в закрытом, проточном устройстве смешения 4 до закачивания в скважину. Для инжекции смеси реагентов в скважину можно использовать насос 5, который может быть частью буровой или установки для капитального ремонта скважины. Кроме того, в объем изобретения входит насос, используемый для инжекции смеси реагентов в скважину, который может быть специальным насосом высокого давления, таким как цементировочный насос или интенсифицирующий насос, который не является составной частью буровой установки или установки для капитального ремонта скважины.
Процессом можно управлять вручную, но предпочтительно он автоматизированно регулируется компьютером для того, чтобы точно инжектировать все компоненты в различных сочетаниях и соотношениях, выбранных потребителем, в зависимости от типа химического состава. Подходящие типы компьютерного регулирования могут быть известны специалистам в этой области техники. Например, может быть подходящей система регулирования цикла. Проточный смеситель и система компьютерного регулирования улучшают процесс, поскольку при многих химических обработках, используемых в буровых скважинах, часто применяются химикалии, которые токсичны для людей и окружающей среды. Это воздействие химикалий иногда происходит во время смешивания в открытых резервуарах. Кроме того, во многих смесительных резервуарах имеется 'застойная зона', и этот объем невозможно удалить в ходе обработки. Этот избыточный объем должен быть удален вместе с текучими средствами, применяемыми для очистки резервуара после использования, который загрязнен токсичной смесью реагентов. Таким образом, способ настоящего изобретения устраняет потребность в смесительных резервуарах, в очистке смесительных резервуаров и уменьшает количество сточных жидкостей, которые должны быть удалены после проведения обработки. Настоящий способ улучшает безопасность, ослабляет проблемы защиты окружающей среды при удалении отходов и уменьшает степень воздействия опасных химикалиев на персонал. Значительно уменьшаются проблемы техники безопасности и охраны труда. Способ может быть использован для смесей материалов для химической обработки вместе с буровыми растворами и растворами для завершения бурения или только с раствором для химической обработки.
Настоящее изобретение обеспечивает следующие преимущества.
1. Улучшение логистики: необходимые материалы и добавки можно хранить на буровой площадке в исходном виде, без необходимости в предварительном смешивании материалов в производственном помещении удаленного размещения и транспорта материалов к буровой скважине до каждой операции.
2. Уменьшение/исключение емкости для выдерживания: отпадает необходимость в комбинировании необходимого материала с одним или несколькими другими необходимыми материалами или добавками в большой емкости для выдерживания до операции. Это особенно важно для бурения в открытом море.
3. Экономия времени: состав суспензии можно отрегулировать и модифицировать к моменту ее смешивания и закачивания. Может быть реализован непосредственный производственный цикл (т.е. требуемую суспензию можно быстро получить в правильном соотношении, в момент потребности).
4. Точность: поскольку не требуется предварительное смешивание, можно поддерживать однородность смеси. Кроме того, можно поддерживать точную концентрацию добавок, что также существенно при выполнении операций высокого качества.
5. Уменьшение отходов: суспензия может быть получена, когда это необходимо, поэтому нет необходимости в предварительном приготовлении больших объемов обработанных материалов, которые, в конечном счете, не будут использованы.
Следующие примеры приведены с целью иллюстрации описанного здесь изобретения. Эти примеры предназначены только для иллюстрации, и никоим образом не должны рассматриваться с целью ограничения объема изобретения.
Примеры 1-3.
В примерах 1-3 продемонстрировано промысловое применение состава с использованием по меньшей мере одной меламино-формальдегидной смолы или смеси меламино-формальдегидных смол, необязательно компаундированных с полиолом и/или поли(гидрокси)простым эфиром, растворимых в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С7-С20, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворимых в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами; и необязательно с другими добавками, которые выбирают из одного или нескольких из группы: связывающие агенты; суспендирующие агенты; красители; утяжелители; материалы для борьбы с поглощением и другие добавки, известные из уровня техники.
Пример 1.
Было осуществлено множество обработок в семи скважинах, имеющих необсаженные интервалы ствола скважины на глубине приблизительно между 2740 м (9000 футов) и 5490 м (18000 футов) на газо
- 10 009859 вом месторождении в Южном Техасе. В этом диапазоне глубин встречаются статические геотермальные температуры приблизительно между 113 и 160°С (235 и 320°Е). Эти скважины вскрывают множество геологических пластов в этом интервале глубин. Обычно вскрытые пласты в стволе скважины описываются как последовательность проницаемых слоев песчаника, разделенных интервалами глинистого сланца и илистыми отложениями. Углеводороды, главным образом газообразные, из некоторых вскрытых слоев песчаника добывают из других скважин в месторождении. При добыче снижается давление в порах этих пластов, и снижается давление возникновения и распространения трещин. В других вскрытых, проницаемых песках, содержащих углеводороды, добыча не производится, и в них сохраняется исходное давление в порах пласта и соответствующие повышенные значения давления возникновения и распространения трещин. В некоторых случаях масса бурового раствора, необходимая для уравновешивания давления в порах непродуктивных пластов, превышает значения давления возникновения и распространения трещин в ранее продуктивных пластах. Обычно проводят крепление и цементирование обсадных колонн в стволе скважины для того, чтобы изолировать геологические пласты с такими различиями по
50,7 л (13,4 галлона)
63,8 л (16,8 галлона) 16,0 л (4,2 галлона) 145,6 кг (323,6 фунтов) 1,4 кг (3,06 фунтов)
4,5 кг (10 фунтов)
2,3 кг (5 фунтов) давлению и прочности.
Невозможность изолировать пласты с такими различиями по давлению и свойствам обычно приводит к растрескиванию более слабого пласта, что вызывает потери циркуляции. Если потери циркуляции невозможно предотвратить или подавить, то может возникнуть неконтролируемый поток углеводородов (или других жидкостей под давлением) между пластами или на поверхность. Такой неконтролируемый поток из ствола скважины называется в уровне техники фонтанированием. В скважине № 1 этого исследования более слабый пласт растрескивается под действием большей массы бурового раствора, необходимой для регулирования давления в порах от ранее непродуктивного пласта. Зона поглощения (потери циркуляции) находится на глубине приблизительно 12000 футов (3658 м), что на 3000 футов (914 м) глубже, чем башмак предварительной обсадной колонны. Наблюдается сильная и трудно контролируемая потеря циркуляции. Для ремонта разрушенного пласта и восстановления циркуляции проводят обработку реагентом на основе смолы. В этой обработке используют следующий состав, в расчете на окончательное количество 159 л (42 галлона, 1 баррель) раствора:
буровой раствор на основе обратной эмульсии дизельного масла 2,0 кг/л (16,7 фунт/галлон) меламино-формальдегидная смола Кебтепе 755 монобутиловый эфир этиленгликоля гематит катализатор - пара-толуолсульфоновая кислота (раствор в изопропиловом спирте, 40 мас.%)
Мадта ПЬсг Веди1аг (крупный волокнистый материал, для борьбы с поглощением)
Мадта Е1Ьег Еше (мелкий волокнистый материал, для борьбы с поглощением)
Плотность исходного бурового раствора составляет 2,0 кг/л (16,7 фунт/галлон). Добавление меламино-формальдегидной смолы, монобутилового эфира этиленгликоля и катализатора снижает плотность раствора. В качестве утяжелителя добавляют гематит (оксид железа) для того, чтобы увеличить плотность окончательной смеси до исходного значения 2,0 кг/л (16,7 фунт/галлон). Обработку проводят следующим образом.
1. Вытягивают конец бурильной колонны до 2740 м (9000 футов), непосредственно внутри башмака предварительной обсадной колонны диаметром 24,5 см (9-5/8 дюйм).
2. Закачивают 50 баррелей (7950 л) смеси смолы (состав указан выше) вниз бурильной трубы на глубину, где передний фронт смеси находится на 10 баррелей (1590 л) выше конца бурильной колонны.
Примечание. Не требуются какие-либо разделяющие жидкости до или после смеси смол для того, чтобы отделить обрабатывающий раствор от бурового раствора в стволе скважины. Это обусловлено тем, что смола полностью растворима в буровом растворе и объединяется с буровым раствором, образуя обрабатывающую смесь. В состав первого состава входит взаимный растворитель для того, чтобы обеспечить полную совместимость между буровым раствором и смесью смол. Однако растворитель исключают из последних технологических операций, благодаря полной совместимости смолы с буровым раствором и отсутствию воды в большинстве обрабатываемых пластов.
3. Закрывают кольцевой противовыбросовый предохранитель, чтобы остановить циркуляцию жидкости из скважины и подготовить нагнетание смолы для обработки зоны потери циркуляции.
4. Закачивают 50 баррелей (7950 л) смеси смолы, содержащей материал, для борьбы с поглощением, в зону поглощения с помощью насоса для бурового раствора, вниз бурильной трубы, чтобы вытеснить смесь смолы из трубы в пласт.
5. Когда вся смесь смолы вытеснена из бурильной трубы, закачивают дополнительно 10 баррелей (1590 л) жидкости вниз бурильной трубы, чтобы вытеснить задний фронт смеси смолы на глубине ниже конца бурильной трубы, но выше верха зоны потери циркуляции.
6. Закачивают дополнительно 10 баррелей (1590 л) вытеснителя ниже межтрубного пространства,
- 11 009859 чтобы полностью вытеснить задний фронт смеси смолы до уровня чуть выше верха зоны потери циркуляции.
7. Выдерживают скважину в закрытом состоянии в течение 8 ч до возобновления буровых работ.
При этой обработке полностью не устраняется поглощение бурового раствора. Однако при этом герметизируется вскрытые зоны высокого давления, из которых газ проходил в ствол скважины. Следовательно, устранена опасность потери контроля над скважиной за счет уменьшения потерь и герметизации зон фонтанирования. Какая-либо другая обработка этого проблемного интервала не требуется.
Пример 2.
В скважине № 2 этого исследования вскрытый истощенный пласт (с пониженным давлением) растрескивался под действием большей массы бурового раствора, необходимой для регулирования во вскрытой зоне высокого давления. Это вызвало поглощение бурового раствора и прекращает процесс бурения с целью углубления ствола скважины. Для ремонта разрушенного пласта и восстановления циркуляции проводят обработку реагентом на основе смолы. В этой обработке используют следующий состав, в расчете на окончательное количество 159 л (1 баррель, 42 галлона) жидкости:
50,9 л (13,4 галлона)
63,8 л (16,8 галлон) 16,0 л (4,2 галлона) 147,6 кг (328,3 фунтов)
3,4 кг (7,65 фунтов)
2,3 кг (5 фунтов)
2,3 кг (5 фунтов) буровой раствор на основе обратной эмульсии дизельного масла 2,02 кг/л (16,8 фунт/галлон) меламино-формальдегидная смола Кеытепе 755 монобутиловый эфир этиленгликоля гематит катализатор - муравьиная кислота (88%)
Мадта Р1Ьет Кеди1аг (крупный волокнистый материал, для борьбы с поглощением)
Мадта ИЬет Рше (мелкий волокнистый материал, для борьбы с поглощением)
Плотность исходного бурового расхода составляет 2,02 кг/л (16,8 фунт/галлон). Добавление меламино-формальдегидной смолы, монобутилового эфира этиленгликоля и катализатора снижает плотность флюида. В качестве утяжелителя добавляют гематит (оксид железа) для того, чтобы увеличить плотность окончательной смеси до исходного значения 2,02 кг/л (16,8 фунт/галлон).
Обработку проводят, используя следующую методику.
1. Вытягивают конец бурильной колонны до 90 м (300 футов) выше зоны потери циркуляции.
2. Закачивают 35 баррелей (5565 л) смеси смолы (состав указан выше) ниже бурильной трубы на глубину, где передний фронт смеси находится на 10 баррелей (1590 л) выше конца бурильной колонны.
Примечание. Не требуются какие-либо разделяющие жидкости до или после смеси смол для того, чтобы отделить обрабатывающий раствор от бурового раствора в стволе скважины.
3. Закрывают кольцевой противовыбросовый предохранитель, чтобы остановить циркуляцию жидкости из скважины и подготовить нагнетание смолы для обработки зоны потери циркуляции.
4. Закачивают 35 баррелей (5565 л) смеси смолы, содержащей материал для борьбы с поглощением, в зону поглощения с помощью насоса для бурового раствора, вниз бурильной трубы, чтобы вытеснить смесь смолы из трубы в пласт.
5. Вытесняют задний фронт смеси смолы до уровня 30 м (100 футов) выше верха зоны потери цир куляции.
6. Выдерживают скважину в закрытом состоянии в течение 8 ч до возобновления буровых работ.
После этой обработки плотность бурового флюида увеличивается до 2,06 кг/л (17,2 фунт/галлон), и ствол скважины углубляют до общей заданной глубины без поглощения бурового раствора.
Пример 3.
В скважине № 3 используют обработку смолой для укрепления пласта до стимулированной потери циркуляции. В эту скважину закачивают обрабатывающую смолу для того, чтобы «залечить» зону потери циркуляции и герметизировать зону фонтанирования высокого давления на меньшей глубине. Герметизация зоны фонтанирования позволяет снизить плотность бурового флюида, который будет использован при углубленном бурении. Пониженная плотность бурового раствора обеспечивает бурение ослабленного пласта до большей глубины без растрескивания пласта и стимулированной потери циркуляции.
После бурения ослабленного пласта до большей глубины слабый пласт обрабатывают смесью смолы для того, чтобы укрепить пласт и повысить давление распространения трещин вблизи ствола скважины. Используют следующую смесь, в расчете на окончательное количество 159 л (1 баррель, 42 галлона) жидкости:
| 77,9 л (20,5 галлон) | буровой раствор на основе обратной эмульсии дизельного масла 1,92 кг/л (16,0 фунт/галлон) |
| 63,8 л (16,8 галлон) 72,5 кг (161 фунт) 3,4 кг (7,65 фунтов) | меламино-формальдегидная смола Рекппепе 755 гематит катализатор - пара-толуолсульфоновая кислота (раствор в изопропиловом спирте, 40 мас.%). |
- 12 009859
Для этой обработки используют технологию интервального продавливания раствора. Технология включает следующие операции.
1. Спускают бурильную колонна и маркируют общую глубину. Общая глубина ствола скважины располагается приблизительно на 30 м (100 футов) ниже дна слабого интервала, который будет обрабатываться. Слабый пласт имеет толщину около 45 м (150 футов).
2. Вытягивают бурильную колонну на 15 м (50 футов) выше общей глубины.
3. Заливают 30 баррелей (4770 л) смеси смолы поперек и выше верха слабого пласта. Высота столба смеси смолы составляет приблизительно 120 м (400 футов). Заливают избыточный объем смолы, обеспечивая инжекцию смолы в матрицу пласта. Заливку выполняют, подавая насосом смесь смолы в бурильную колонну, закачивая жидкость (обычно буровой раствор) после смолы для того, чтобы смесь смолы переместилась из конца бурильной колонны в кольцевой зазор между стволом скважины и бурильной колонной. Этот кольцевой зазор открыт на поверхности, чтобы обеспечить циркуляцию жидкости из ствола скважины при размещении смеси смолы.
4. После заливки смеси смолы в ствол скважины бурильную колонну вытягивают наверх до башмака предварительной обсадной колонны.
5. Кольцевой противовыбросовый предохранитель закрывают.
6. Жидкость закачивается вниз бурильной колонны, чтобы подавать смолу в слабый пласт.
7. Радиальное проникновение смолы в ствол скважины можно рассчитать по величине объема жидкости, нагнетаемой в пласт, пористости пласта, толщине (высоте) пласта и диаметру ствола скважины. При такой обработке рассчитанная радиальная длина проникновения смолы составляет 0,6 м (1,9 футов).
8. После заливки смолы в пласт, скважину закрывают в течение 6 ч до очистки от отвержденной смолы из ствола скважины и возобновления буровых работ для углубления скважины.
Плотность бурового раствора увеличивают до более 2,04 кг/л (17,2 фунт/галлон) в течение буровых работ до полной глубины, без потери циркуляции. Обработка смолой эффективно укрепляет пласт вблизи ствола скважины.
Описанный выше способ в этом экспериментальном исследовании скважины № 3 повторяют еще в четырех скважинах с аналогичными, успешными результатами.
Примеры 4-10.
Примеры от 4 до 20 демонстрируют получение различных составов и включают общее описание и количество каждого компонента (мас.%). Продукт Уеоуа™ является торговым названием версатиковых кислот С9-Сц, он доступен от фирмы КемйиНоп РегГогшапсе РгобисК Полимер Кга1оп® - это торговая марка насыщенных термопластичных эластомеров, промышленно доступных от фирмы Кга1оп® Ро1утег. Смола Кеышепе® - это торговая марка для меламино-формальдегидных смол, которые промышленно доступны от фирмы 8о1иба, 1пс. Смола СУМЕЬ® - это торговая марка для меламиноформальдегидных смол, промышленно доступных от фирмы Су!ес НтбиЛпеу Каждая из этих композиций может быть использована в некоторых вариантах воплощения настоящего изобретения, и представляют диапазон различных свойств полученных отвержденных материалов.__
ПРИМЕР 4 Компоненты
Описание/Назначение
Количество (масс.%)
Уеоуа -10, Мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Триметакрилат триметилолпропана Монобутиловый эфир этиленгликоля
ΚτΗΐοηϋ-1122Χ
Трифункциональный акрилатный мономер/сшивающий агент
Взаимный растворитель
7.5
КгаЮп О-1780М
Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы
Насыщенный, термопластичный эластомер звездообразной формы
2,5
Всего
100
ПРИМЕР 5
Уеоуа -10, Мономер Лаурилметакрилат Триметакрилат триметилолпропана Монобутиловый эфир этиленгликоля
Кгайэп ϋ-1122Χ
Виниловый эфир неодекановой кислоты Монофункциональный акрилатый мономер Трифункциональный акрилатый мономер/сшивающий агент_____________
Взаимный растворитель
Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы
Всего
100
- 13 009859
| ПРИМЕР 6 | ||
| Уеоуа -10, Мономер | Виниловый эфир неодекановой кислоты | 70 |
| Лаурилметакрилат | Монофункциональный акрилатный мономер | 0 |
| Диакрилат трипропиленгликоля | Дифункциональный акрилатный мономер/сшивающий агент | 15 |
| Монобутиловый эфир этиленгликоля | Взаимный растворитель | 5 |
| Кга1опО-1122Х | Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы | 10 |
| Всего | 100 |
ПРИМЕР 7
Уеоуа -10 Мономер..
Лаурилметакрилат
Ке81тепе 755
Монобутиловый эфир этиленгликоля Кга1опО-Н22Х........................
Виниловый эфир неодекановой кислоты......
Монофункциональный акрилат мономер Бутилированный амин/сшивающий агент смолы
Взаимный растворитель
Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы • Всею
ПРИМЕР 8
Уеоуа -10, Мономер
Лаурилметакрилат
Кезшепе СЕ-6550
Монобутиловый эфир этиленгликоля КгШопкП22Х ............
Виниловый эфир неодекановой кислоты Монофункциональный акрилатный мономер Совместно этерифицированный амин/сшивающий агент смолы Взаимный растворитель
Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы
Всего
100
| ПРИМЕР 9 | ||
| Уеоуа -10, Мономер | Виниловый эфир неодекановой кислоты | 70 |
| Лаурилметакрилат | Монофункциональный акрилатный мономер | 0 |
| кезппепе СЕ-6550 | Совместно этерифицированный амин/сшивающий агент смолы | 10 |
| Диметакрилат трипропиленгликоля · | Дифункциональный акрилатный мономер/сшивающий агент | 10 |
| Кга1опО-1122Х | Ненасыщеннй, термопластичный эластомер радиальной формы ί | 10 |
Всего ί | 100
| ПРИМЕР 10 | ||
| Мономер Уеоуа -10 | Виниловый эфир неодекановой кислоты | 65 |
| Лаурилметакрилат | Монофункциональный акрилатный мономер | 0 |
| Кезппепе СЕ-6550 | Совместно этерифицированный амин/сшивающий агент смолы | 5 |
| Диметакрилат | Дифункциональный акрилатный | 20 1 |
| трипропиленгликоля | мономер/сшивающий агент | |
| КгаЮпО-1122Х | Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы | 10 |
| Всего | 100 1 |
Пример 11.
В примере 11 продемонстрировано применение на промысле альтернативного состава смолы, содержащей смесь по меньшей мере одного реакционноспособного сложного эфира, имеющего по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь по меньшей мере одного ненасыщенного термопластичного эластомера, содержащего по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, раство- 14 009859 римого в реакционноспособном сложном эфире, и по меньшей мере одного ди- или трифункционального акрилатного или метакрилатного мономера, растворимого в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих С7-С20 олефины, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, и также растворимые в дизельных и минеральных маслах и их смесях с С7-С20 олефинами, сложными эфирами и парафиновыми маслами; и необязательно содержащих другие добавки, которые выбирают из одного или нескольких связывающих агентов, суспендирующих агентов, красителей, утяжелителей, материалов для борьбы с поглощением, и других добавок, известных из уровня техники, или их любых сочетаний и, кроме того, необязательно содержащей насыщенный термопластичный эластомер.
Смесь смол применяют для того, чтобы удалить обсадную колонну из глубоководной эксплуатационной скважины в Мексиканском заливе. Верхнее месторождение Ус11о\у вапб было разработано предварительно с помощью другой скважины на промысле. Нижнее месторождение Ус11о\у вапб представляет собой продуктивный пласт для этой новой скважины и находится под исходным давлением, до добычи. Масса бурового раствора, которая требуется для регулирования давления пласта в нижнем Ус11о\у вапб, была близка или немного превышала давление возникновения трещин в истощенном верхнем месторождении Ус11о\у вапб.
Верхнее месторождение Уе11о\у вапб находится на измеренной глубине между 6065 м (19900 футов) и 6115 м (20065 футов). Динамическая температура на забое скважины составляет 68°С (155°Р) и статическая температура на забое скважины оценивается равной 85°С (185°Р). Гидростатическое давление колонны бурового раствора в стволе скважины в процессе бурения верхнего месторождения Уе11о\у вапб составляет приблизительно на 414 бар (6000 фунт/кв. дюйм) больше, чем давление в порах пласты. Такое значительное избыточное давление увеличивает риск растрескивания в верхнем месторождении Уе11о\у вапб при бурении. Требуется повышенная плотность бурового раствора для бурения и регулирования повышенного давления в порах нижнего месторождения Уе11о\у вапб. Это повышенное гидростатическое давление может превысить давление возникновения трещин в верхнем месторождении Уе11о\у вапб.
Была предусмотрена обработка смолой с целью укрепления верхнего месторождения Ус11о\у вапб до бурения нижнего Уе11о\у вапб, в качестве части проекта эксплуатации скважины. Эта обработка устранила необходимость монтажа дополнительной стальной обсадной колонны для изоляции верхнего и нижнего месторождения Уе11о\у вапбв.
В буровой раствор добавляют смесь акрилатных мономеров. До укрепления верхний пласт Уе11о\у вапб имел прочность на сжатие приблизительно от 1,38 до 2,07 бар (от 20 до 30 фунт/кв. дюйм) и проницаемость между 0,50 и 0,60 мкм2 (от 500 до 600 мД). После укрепления отвержденной смолой прочность на сжатие песчаника составила приблизительно от 9,65 до 12,06 бар (140-175 фунт/кв. дюйм), и проницаемость равна нулю. Не был зарегистрирован поток через керн или растрескивание материнской породы при перепаде давления, равном 103,35 бар (1500 фунт/кв. дюйм).
Состав смолы:
| 87.3 л (23,1 галлона) 42,7 л (11,3 галлона) 14.4 л (3,8 галлона) 45,05 кг (100,1 фунт) 0,07 кг (0,15 фунт) | Буровой раствор (1,54 кг/л или 12,8 фунт/галлон) Диметакрилат полиэтиленгликоля 400, мономер Триметакрилат триметилолпропана, мономер Барит катализатор - Гидропероксид трет-бутила |
Отметим, что во время проведения этого исследования мономер Уеоуа-10 не был доступен, и он отсутствовал в составе, однако введение Уеоуа-10 было бы предпочтительным.
Методика.
Для этой обработки используют технологию интервального продавливания раствора. Методика включает следующие операции.
1. Спускают бурильную колонна и маркируют общую глубину. Общая глубина ствола скважины располагается приблизительно на 30 м (100 футов) ниже дна слабого интервала, который будет обрабатываться. Слабый пласт имеет толщину около 38 м (125 футов). Диаметр скважины составляет в среднем от 21,6 до 22,9 см (8,5-9 дюйм) всего этого пласта.
2. Вытягивают бурильную колонну на 15 м (50 футов) выше общей глубины.
3. Заливают 50 баррелей (7950 л) смеси смолы поперек и выше верха слабого пласта. Высота столба смеси смолы составляет приблизительно 210 м (700 футов). Заливают избыточный объем смолы, обеспечивая инжекцию смолы в матрицу пласта. Заливку выполняют, подавая насосом смесь смолы в бурильную колонну, закачивая жидкость (обычно буровой раствор) после смолы, чтобы смесь смолы переместилась из конца бурильной колонны в кольцевой зазор между стволом скважины и бурильной колонной. Этот кольцевой зазор открыт на поверхности, чтобы обеспечить циркуляцию жидкости из ствола сква жины при размещении смеси смолы.
4. После заливки смеси смолы в ствол скважины бурильную колонну вытягивают наверх приблизительно на 90 м (300 футов) выше верха смолы, залитой в ствол скважины.
5. Кольцевой противовыбросовый предохранитель закрывают.
6. Жидкость закачивают вниз бурильной колонны, чтобы продавить смолу в слабый пласт.
- 15 009859
7. Радиальное проникновение смолы в ствол скважины можно рассчитать по величине объема жидкости, нагнетаемой в пласт, пористости пласта, толщине (высоте) пласта и диаметра ствола скважины. При такой обработке рассчитанная радиальная длина проникновения смолы составляет 1,5 м (4,8 футов).
8. После заливки смолы в пласт, скважину закрывают в течение 8 ч до очистки от отвержденной смолы из ствола скважины и возобновления буровых работ для углубления скважины.
4. Плотность бурового раствора увеличивают до более 1,67 кг/л (13,9 фунт/галлон) в течение буровых работ до полной глубины, причем потери циркуляции не происходит. Обработка смолой эффективно укрепляет пласт вблизи ствола скважины. По данным расчета состав проникает в пласт приблизительно на 1,5 м (4,8 фута) и объединяется с песчаником, образуя пластичный композит.
Claims (17)
1. Способ укрепления ствола скважины во вскрытом геологическом пласте, который включает в себя стадии, на которых измеряют или оценивают свойства материалов вскрытого геологического пласта;
определяют изменения, которые необходимо внести в свойства материала вскрытого геологического пласта для того, чтобы достичь желаемых улучшений материала указанного вскрытого геологического пласта;
обрабатывают геологический пласт с целью получения улучшенных свойств материала за счёт инжектирования состава, который отверждается ίη δίΐιι с образованием геосинтетического композита, причем состав содержит по меньшей мере одну меламино-формальдегидную смолу, причем меламиноформальдегидная смола растворима в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С7-С2о, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворима в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами.
2. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит по меньшей мере один полиол и/или поли(гидрокси)простой эфир.
3. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит одну или несколько добавок, выбранных из катализаторов и ингибиторов или их любых сочетаний, чтобы инициировать полимеризацию и регулировать время полимеризации.
4. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит насыщенный термопластичный эластомер.
5. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит полиол, который растворим в меламино-формальдегидной смоле, а также в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение.
6. Способ по п.1, в котором меламино-формальдегидную смолу смешивают с поли(гидрокси)простым эфиром, который растворим в реакционноспособном компоненте, а также в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение.
7. Способ по п.1, в котором состав содержит по меньшей мере один реакционноспособный сложный эфир, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, который выбирают из виниловых сложных эфиров версатиковых кислот и виниловых сложных эфиров жирных кислот с длинной цепочкой, по меньшей мере один ненасыщенный термопластичный эластомер, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, растворимый в реакционноспособном сложном эфире; ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер и неводные буровые растворы, выбранные из группы, состоящей из олефинов С7-С20, сложных эфиров, парафиновых масел, дизельных и минеральных масел, олефинов С7-С20, сложных эфиров и парафиновых масел.
8. Способ по п.5, в котором состав дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из связывающих агентов, суспендирующих агентов, красителей, утяжелителей, материалов для борьбы с поглощением и их сочетаний.
9. Способ по п.1, в котором количество состава, применяемого при обработке геологического пласта, определяют на основании расстояния минимального радиального проникновения состава для химической обработки, которое будет необходимо для получения желательного улучшения характеристик геологического пласта.
10. Способ по п.1, в котором количество применяемого состава определяют исходя из расстояния радиального проникновения от ствола скважины, длины обрабатываемого интервала, диаметра ствола скважины и пористости геологического пласта.
11. Способ по п.1, в котором характеристики пласта выбирают из давления разрыва и проницаемости.
12. Способ по п.1, в котором стадия обработки включает заливку состава через часть вскрытого геологического пласта и выше части вскрытого геологического пласта, который подлежит обработке;
закрывание кольцевого противовыбросового предохранителя и
- 16 009859 закачивание дополнительного обрабатывающего раствора в ствол скважины, чтобы продавить состав в пласт.
13. Способ по п.12, в котором стадию заливки состава в ствол скважины выполняют путем инжекции обрабатывающего раствора через бурильную колонну в нижнюю часть или вблизи нижней части вскрытого геологического пласта, который подлежит обработке.
14. Способ по п.13, который дополнительно включает в себя стадию вытягивания наверх бурильной колонны приблизительно до верха залитого обрабатывающего раствора.
15. Способ по п.14, в котором бурильную колонну вытягивают наверх до положения выше залитого обрабатывающего раствора.
16. Способ по п.15, в котором бурильную колонну вытягивают наверх до положения на 90 м выше залитого обрабатывающего раствора.
17. Способ по п.13, в котором после закачивания дополнительного обрабатывающего раствора содержимое ствола скважины циркулируют за пределы ствола скважины.
3'
КОМПОНЕНТ 1
НАСОС
Расходом е
Расходомер
НАСОС
КОМПОНЕНТ 3
Расходомер
КОМПОНЕНТ 4
Фиг. 1
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US57664504P | 2004-06-03 | 2004-06-03 | |
| PCT/US2005/019533 WO2005122313A2 (en) | 2004-06-03 | 2005-06-02 | Method and apparatus for performing chemical treatments of exposed geological formations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200602223A1 EA200602223A1 (ru) | 2007-06-29 |
| EA009859B1 true EA009859B1 (ru) | 2008-04-28 |
Family
ID=35447490
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200602223A EA009859B1 (ru) | 2004-06-03 | 2005-06-02 | Способ и устройство для выполнения химической обработки вскрытых геологических пластов |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7741249B2 (ru) |
| EP (1) | EP1751396A2 (ru) |
| CN (1) | CN1981109A (ru) |
| AU (1) | AU2005253593B2 (ru) |
| CA (1) | CA2568593C (ru) |
| EA (1) | EA009859B1 (ru) |
| NO (1) | NO20070025L (ru) |
| WO (1) | WO2005122313A2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2600802C2 (ru) * | 2011-05-10 | 2016-10-27 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Отверждаемый состав для применения в качестве материала для предотвращения потерь |
| RU2605974C2 (ru) * | 2014-10-17 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Установка для проведения водоизоляционных работ в скважине |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| UA88611C2 (ru) * | 2003-05-13 | 2009-11-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки буровой скважины для предотвращения или устранения поглощения бурового раствора |
| EA009859B1 (ru) * | 2004-06-03 | 2008-04-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для выполнения химической обработки вскрытых геологических пластов |
| US7696133B2 (en) * | 2005-06-02 | 2010-04-13 | Shell Oil Company | Geosynthetic composite for borehole strengthening |
| GB0522653D0 (en) * | 2005-11-07 | 2005-12-14 | Downhole Fluid Solutions Ltd | Improvements in materials for use in subterranean formations |
| US20080107513A1 (en) * | 2006-11-03 | 2008-05-08 | M-I Llc | Transfer of finely ground weight material |
| US20080108528A1 (en) * | 2006-11-03 | 2008-05-08 | M-I Llc | Methods to enhance the pneumatic handling characteristics of weighting agents |
| BRPI0817867A2 (pt) * | 2007-10-11 | 2015-03-31 | Prad Res & Dev Ltd | Método para reduzir a perda de fluido nas operações de fundo de poço, e composição para reduzir a perda de fluido nas operações de interior de poço |
| WO2009105554A2 (en) * | 2008-02-19 | 2009-08-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Production and delivery of a fluid mixture to an annular volume of a wellbore |
| GB0817501D0 (en) * | 2008-09-24 | 2008-10-29 | Minova Int Ltd | Method of stabilising a blasthole |
| EP2196516A1 (en) * | 2008-12-11 | 2010-06-16 | Services Pétroliers Schlumberger | Lost circulation material for drilling fluids |
| EP2251524A1 (en) * | 2009-05-13 | 2010-11-17 | BP Exploration Operating Company Limited | Wellbore treatment |
| US7923413B2 (en) * | 2009-05-19 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Lost circulation material for oilfield use |
| US9475014B2 (en) * | 2010-05-28 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Blending system and method for preparing emulsions |
| US8365827B2 (en) | 2010-06-16 | 2013-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing method to reduce tortuosity |
| US9464504B2 (en) * | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
| US8720544B2 (en) | 2011-05-24 | 2014-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Enhanced penetration of telescoping fracturing nozzle assembly |
| US8939202B2 (en) | 2011-05-24 | 2015-01-27 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing nozzle assembly with cyclic stress capability |
| US20130008654A1 (en) * | 2011-07-05 | 2013-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for Drilling and Completion Operations with Settable Resin Compositions |
| WO2013070728A1 (en) * | 2011-11-07 | 2013-05-16 | Nch Corporation | System and method for injecting peracetic acid |
| US9238770B2 (en) * | 2012-03-29 | 2016-01-19 | Kraton Polymers U.S. Llc | Low viscosity synthetic cement |
| EA036706B1 (ru) | 2012-05-23 | 2020-12-10 | Релборн Пти Лтд | Способ ограничения проницаемости материнской породы для ограничения притока жидкости и газа |
| NO340860B1 (no) * | 2013-08-15 | 2017-07-03 | Wellcem As | Fremgangsmåte for konsolidering av partikkelmateriale i en brønn |
| US9309750B2 (en) * | 2014-06-26 | 2016-04-12 | Cameron International Corporation | Subsea on-site chemical injection management system |
| US9657213B2 (en) | 2014-10-20 | 2017-05-23 | Kraton Polymers U.S. Llc | Curable, resealable, swellable, reactive sealant composition for zonal isolation and well integrity |
| WO2016167841A1 (en) * | 2015-04-14 | 2016-10-20 | Bp Corporation North America Inc. | System and method for drilling using pore pressure |
| US10214988B2 (en) | 2015-08-12 | 2019-02-26 | Csi Technologies Llc | Riserless abandonment operation using sealant and cement |
| BR112018016025A2 (pt) * | 2016-02-08 | 2018-12-26 | Shell Int Research | método para fornecer isolamento de zona em um furo de poço subterrâneo |
| US10174583B2 (en) | 2016-06-07 | 2019-01-08 | Csi Technologies Llc | Method of placing sealant into an offshore well to abandon a production zone |
| CN109890934A (zh) * | 2016-11-04 | 2019-06-14 | 沙特阿拉伯石油公司 | 具有氨基硅烷交联剂的水基密封组合物 |
| US11268914B2 (en) | 2017-01-13 | 2022-03-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Super-stages and methods of configuring super-stages for fracturing downhole earth formations |
| US10619083B2 (en) | 2017-02-03 | 2020-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Nanosilica dispersion lost circulation material (LCM) |
| CA3005556A1 (en) | 2017-05-24 | 2018-11-24 | Relborgn Pty Ltd | Method of limiting permeability of a matrix to limit liquid and/or gas inflow |
| US10428261B2 (en) | 2017-06-08 | 2019-10-01 | Csi Technologies Llc | Resin composite with overloaded solids for well sealing applications |
| US10378299B2 (en) | 2017-06-08 | 2019-08-13 | Csi Technologies Llc | Method of producing resin composite with required thermal and mechanical properties to form a durable well seal in applications |
| US10954771B2 (en) * | 2017-11-20 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of initiating energetic reactions for reservoir stimulation |
| AU2018411730B2 (en) | 2018-03-05 | 2024-08-22 | Relborgn Pty Ltd And Triomviri Pty Ltd | Method and composition for limiting permeability of a matrix to limit liquid and gas inflow |
| CA3109359C (en) | 2018-11-21 | 2023-08-01 | Haliburton Energy Services, Inc. | Split flow pumping system configuration |
| US11078748B2 (en) | 2019-02-05 | 2021-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation shapes |
| US11371301B2 (en) | 2019-02-05 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation shape deployment |
| US11078398B2 (en) * | 2019-06-24 | 2021-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluids that include water-insoluble acid catalyst precursors |
| US11591507B2 (en) * | 2019-06-24 | 2023-02-28 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluids that include water-soluble acid catalysts and uses for such |
| US11535785B2 (en) | 2019-06-24 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluids that include water-soluble acid catalyst precursors or reaction products of such and uses for such drilling fluids |
| CN111073616B (zh) * | 2019-12-18 | 2022-10-14 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种暂堵剂及其应用 |
| CN113403048B (zh) * | 2021-06-19 | 2022-10-11 | 甘肃中科聚合石油科技有限公司 | 一种超弹性纳微米深部调剖堵水材料及其制备方法 |
| BR102021019806A2 (pt) * | 2021-10-01 | 2023-04-11 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Método de condicionamento de poço para perfilagem a cabo utilizando composição de fluido de perfuração base aquosa dedicado |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3759327A (en) * | 1972-01-07 | 1973-09-18 | Halliburton Co | Internally catalyzed well consolidation method |
| EP0462880A1 (fr) * | 1990-06-21 | 1991-12-27 | Institut Français du Pétrole | Procédé de consolidation d'une formation géologique par une substance polymÀ©risable à la température et à la pression de la formation |
| EP0476820A2 (en) * | 1990-09-20 | 1992-03-25 | Mobil Oil Corporation | A method for controlling fines production in unconsolidated formations |
| US5201612A (en) * | 1990-06-21 | 1993-04-13 | Institut Francais Du Petrole | Process for the consolidation of a geological formation by a substance polymerizable at the temperature and pressure of the formation |
Family Cites Families (41)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3536137A (en) | 1962-06-06 | 1970-10-27 | Continental Oil Co | Use of a coupling agent in consolidating incompetent subterranean formations with a resinous composition |
| US3307967A (en) * | 1965-09-03 | 1967-03-07 | Exxon Research Engineering Co | Rubber reinforcing articles |
| US3776311A (en) * | 1972-09-25 | 1973-12-04 | Halliburton Co | Method of controlling loose sands and the like |
| US4042032A (en) | 1973-06-07 | 1977-08-16 | Halliburton Company | Methods of consolidating incompetent subterranean formations using aqueous treating solutions |
| US3950238A (en) | 1974-08-09 | 1976-04-13 | General Motors Corporation | Radiation cured acrylonitrile-butadiene elastomers |
| DE2624715A1 (de) | 1976-06-02 | 1977-12-15 | Halliburton Co | Verfahren zur verfestigung unterirdischer formationen |
| US4556109A (en) | 1979-07-02 | 1985-12-03 | The Dow Chemical Company | Process for cementing geothermal wells |
| US4355122A (en) | 1980-12-15 | 1982-10-19 | Union Carbide Corporation | Water-borne thermoplastic polyhydroxyether compositions |
| US4404107A (en) * | 1981-06-01 | 1983-09-13 | Venture Chemicals, Inc. | Well working compositions, method of decreasing the seepage loss from such compositions, and additive therefor |
| US4427069A (en) | 1981-06-08 | 1984-01-24 | Getty Oil Company | Sand consolidation methods |
| US4538221A (en) * | 1983-04-06 | 1985-08-27 | Halliburton Company | Apparatus and method for mixing a plurality of substances |
| US4482015A (en) | 1983-04-14 | 1984-11-13 | Marathon Oil Company | Selectively plugging subterranean formations with a hydrocarbon soluble fluid |
| FR2573064B1 (fr) | 1984-11-15 | 1991-10-25 | Schlumberger Cie Dowell | Composition amelioree de laitier de ciment allege pour cimentation de puits petroliers et de gaz |
| US4669543A (en) | 1986-05-23 | 1987-06-02 | Halliburton Company | Methods and compositions for consolidating solids in subterranean zones |
| US4649998A (en) | 1986-07-02 | 1987-03-17 | Texaco Inc. | Sand consolidation method employing latex |
| US5154230A (en) | 1989-07-21 | 1992-10-13 | Oryx Energy Company | Method of repairing a wellbore liner for sand control |
| CA2020229C (en) | 1989-07-21 | 1995-09-26 | John Martin Dees | Well treatment method |
| US5145013A (en) | 1989-07-21 | 1992-09-08 | Oryx Energy Company | Sand control with resin and explosive |
| US4936385A (en) | 1989-10-30 | 1990-06-26 | Halliburton Company | Method of particulate consolidation |
| US5178218A (en) | 1991-06-19 | 1993-01-12 | Oryx Energy Company | Method of sand consolidation with resin |
| US5159980A (en) | 1991-06-27 | 1992-11-03 | Halliburton Company | Well completion and remedial methods utilizing rubber latex compositions |
| US5258072A (en) | 1992-06-01 | 1993-11-02 | Basf Corporation | Additive composition for oil well cementing formulations |
| NO176878C (no) | 1992-11-20 | 1995-06-14 | Sinvent As | Sementeringsmateriale med regulert herdetid, for anvendelse i dype, varme oljebrönner |
| US5343941A (en) * | 1992-12-03 | 1994-09-06 | Raybon Michael L | Apparatus for treating oil and gas wells |
| US5443123A (en) | 1994-03-14 | 1995-08-22 | Halliburton Company | Method of particulate consolidation |
| US5488991A (en) * | 1994-10-24 | 1996-02-06 | Shell Oil Company | Alumina wellbore cement composition |
| NO954298D0 (no) | 1995-10-27 | 1995-10-27 | Wecem As | Middel og framgangsmåte for etablering av sonetetninger i olje- og gassbrönner |
| US6034160A (en) | 1995-12-19 | 2000-03-07 | Inchem Corp. | Method for the preparation of water-borne coating compositions using thermoplastic polyhydroxyether resins having narrow polydispersity |
| GB2317896B (en) | 1996-10-03 | 2001-02-28 | Sofitech Nv | Setting composition for well operations |
| US5849674A (en) | 1996-10-15 | 1998-12-15 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for oil field applications |
| US6562762B2 (en) * | 1998-12-28 | 2003-05-13 | Venture Chemicals, Inc. | Method of and composition for reducing the loss of fluid during well drilling, completion or workover operations |
| US6271181B1 (en) * | 1999-02-04 | 2001-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing subterranean zones |
| US20030107217A1 (en) * | 1999-10-12 | 2003-06-12 | Shell Oil Co. | Sealant for expandable connection |
| US7048067B1 (en) * | 1999-11-01 | 2006-05-23 | Shell Oil Company | Wellbore casing repair |
| JP3448581B2 (ja) * | 2001-10-19 | 2003-09-22 | リケンテクノス株式会社 | 熱可塑性エラストマー組成物、それを用いた成形体及び複合成形体 |
| US6508306B1 (en) | 2001-11-15 | 2003-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for solving lost circulation problems |
| EP1431368A1 (en) * | 2002-12-18 | 2004-06-23 | Eliokem | Fluid loss reducer for high temperature high pressure water-based mud application |
| US20050269085A1 (en) * | 2004-06-03 | 2005-12-08 | Cowan Kenneth M | Method for sealing lost circulation zones |
| EA009859B1 (ru) * | 2004-06-03 | 2008-04-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для выполнения химической обработки вскрытых геологических пластов |
| US7696133B2 (en) * | 2005-06-02 | 2010-04-13 | Shell Oil Company | Geosynthetic composite for borehole strengthening |
| US20080017377A1 (en) * | 2006-07-19 | 2008-01-24 | Cowan Kenneth M | Well fluid formulation and method |
-
2005
- 2005-06-02 EA EA200602223A patent/EA009859B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-06-02 AU AU2005253593A patent/AU2005253593B2/en not_active Ceased
- 2005-06-02 EP EP05772563A patent/EP1751396A2/en not_active Withdrawn
- 2005-06-02 WO PCT/US2005/019533 patent/WO2005122313A2/en not_active Ceased
- 2005-06-02 US US11/143,347 patent/US7741249B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-02 US US11/143,526 patent/US7343974B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-02 CA CA2568593A patent/CA2568593C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-02 CN CNA2005800179237A patent/CN1981109A/zh active Pending
-
2007
- 2007-01-02 NO NO20070025A patent/NO20070025L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3759327A (en) * | 1972-01-07 | 1973-09-18 | Halliburton Co | Internally catalyzed well consolidation method |
| EP0462880A1 (fr) * | 1990-06-21 | 1991-12-27 | Institut Français du Pétrole | Procédé de consolidation d'une formation géologique par une substance polymÀ©risable à la température et à la pression de la formation |
| US5201612A (en) * | 1990-06-21 | 1993-04-13 | Institut Francais Du Petrole | Process for the consolidation of a geological formation by a substance polymerizable at the temperature and pressure of the formation |
| EP0476820A2 (en) * | 1990-09-20 | 1992-03-25 | Mobil Oil Corporation | A method for controlling fines production in unconsolidated formations |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2600802C2 (ru) * | 2011-05-10 | 2016-10-27 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Отверждаемый состав для применения в качестве материала для предотвращения потерь |
| RU2605974C2 (ru) * | 2014-10-17 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Установка для проведения водоизоляционных работ в скважине |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20050269080A1 (en) | 2005-12-08 |
| CA2568593C (en) | 2013-09-24 |
| EP1751396A2 (en) | 2007-02-14 |
| US7741249B2 (en) | 2010-06-22 |
| WO2005122313A3 (en) | 2006-02-16 |
| US20050284666A1 (en) | 2005-12-29 |
| WO2005122313A2 (en) | 2005-12-22 |
| CA2568593A1 (en) | 2005-12-22 |
| EA200602223A1 (ru) | 2007-06-29 |
| NO20070025L (no) | 2007-03-02 |
| AU2005253593B2 (en) | 2008-12-04 |
| US7343974B2 (en) | 2008-03-18 |
| AU2005253593A1 (en) | 2005-12-22 |
| CN1981109A (zh) | 2007-06-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA009859B1 (ru) | Способ и устройство для выполнения химической обработки вскрытых геологических пластов | |
| US7696133B2 (en) | Geosynthetic composite for borehole strengthening | |
| WO2005122313A9 (en) | Method and apparatus for performing chemical treatments of exposed geological formations | |
| US5712314A (en) | Formulation for creating a pliable resin plug | |
| US5604184A (en) | Chemically inert resin coated proppant system for control of proppant flowback in hydraulically fractured wells | |
| AU2005252668B2 (en) | Geosynthetic composite for borehole strengthening | |
| JP2009516111A (ja) | 坑井孔の環状空間内の圧力制御 | |
| EP1929121B1 (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
| Wu et al. | Sealant technologies for remediating cement-related oil and gas well leakage | |
| AU2005252665B2 (en) | Geosynthetic composite for borehole strengthening | |
| US12241015B2 (en) | Open-cell, natural materials as lost-circulation material | |
| Eoff et al. | Water-dispersible resin system for wellbore stabilization | |
| Eoff et al. | New chemical systems and placement methods to stabilize and seal deepwater shallow-water flow zones | |
| Elkarsani | Development of a new cost-effective polymer gel for water control in oil and gas wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |