EA031368B1 - Способ и применение композиции для закрепления рыхлых песчаных пластов в нефтегазоносных скважинах - Google Patents
Способ и применение композиции для закрепления рыхлых песчаных пластов в нефтегазоносных скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- EA031368B1 EA031368B1 EA201690194A EA201690194A EA031368B1 EA 031368 B1 EA031368 B1 EA 031368B1 EA 201690194 A EA201690194 A EA 201690194A EA 201690194 A EA201690194 A EA 201690194A EA 031368 B1 EA031368 B1 EA 031368B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- composition
- sand
- formation
- aqueous
- group
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 title abstract 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 41
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 9
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 229920001567 vinyl ester resin Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 claims abstract 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 18
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 9
- 230000035899 viability Effects 0.000 claims description 7
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004641 Diallyl-phthalate Substances 0.000 claims description 4
- QUDWYFHPNIMBFC-UHFFFAOYSA-N bis(prop-2-enyl) benzene-1,2-dicarboxylate Chemical compound C=CCOC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC=C QUDWYFHPNIMBFC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 3
- HJWLCRVIBGQPNF-UHFFFAOYSA-N prop-2-enylbenzene Chemical compound C=CCC1=CC=CC=C1 HJWLCRVIBGQPNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- VHSHLMUCYSAUQU-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxypropyl methacrylate Chemical compound CC(O)COC(=O)C(C)=C VHSHLMUCYSAUQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XDLMVUHYZWKMMD-UHFFFAOYSA-N 3-trimethoxysilylpropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CO[Si](OC)(OC)CCCOC(=O)C(C)=C XDLMVUHYZWKMMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N Hydroxyethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCO WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- NKSJNEHGWDZZQF-UHFFFAOYSA-N ethenyl(trimethoxy)silane Chemical compound CO[Si](OC)(OC)C=C NKSJNEHGWDZZQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 2
- 230000003165 hydrotropic effect Effects 0.000 claims description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 2
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 claims description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000006087 Silane Coupling Agent Substances 0.000 claims 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 claims 1
- 150000003623 transition metal compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 abstract description 4
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 abstract description 3
- 229920001730 Moisture cure polyurethane Polymers 0.000 abstract 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 abstract 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 43
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 7
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 6
- XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N furfuryl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CO1 XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 6
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical group [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- -1 allyl compound Chemical class 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 3
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 1,4-benzoquinone Chemical group O=C1C=CC(=O)C=C1 AZQWKYJCGOJGHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XFCMNSHQOZQILR-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethoxy]ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCOCCOC(=O)C(C)=C XFCMNSHQOZQILR-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
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L hydroxy(oxo)manganese;manganese Chemical compound [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- DXIJHCSGLOHNES-UHFFFAOYSA-N 3,3-dimethylbut-1-enylbenzene Chemical compound CC(C)(C)C=CC1=CC=CC=C1 DXIJHCSGLOHNES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004342 Benzoyl peroxide Substances 0.000 description 1
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002841 Lewis acid Substances 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000004964 aerogel Substances 0.000 description 1
- 125000000746 allylic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K calcium;sodium;phosphate Chemical compound [Na+].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage 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
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007849 furan resin Substances 0.000 description 1
- 150000002240 furans Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 125000000687 hydroquinonyl group Chemical class C1(O)=C(C=C(O)C=C1)* 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007517 lewis acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000004053 quinones Chemical class 0.000 description 1
- 238000007348 radical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 229920006305 unsaturated polyester Polymers 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000010456 wollastonite Substances 0.000 description 1
- 229910052882 wollastonite 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
- C09K8/56—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
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F299/00—Macromolecular compounds obtained by interreacting polymers involving only carbon-to-carbon unsaturated bond reactions, in the absence of non-macromolecular monomers
- C08F299/02—Macromolecular compounds obtained by interreacting polymers involving only carbon-to-carbon unsaturated bond reactions, in the absence of non-macromolecular monomers from unsaturated polycondensates
- C08F299/04—Macromolecular compounds obtained by interreacting polymers involving only carbon-to-carbon unsaturated bond reactions, in the absence of non-macromolecular monomers from unsaturated polycondensates from polyesters
-
- 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
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/025—Consolidation of loose sand or the like round the wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Macromonomer-Based Addition Polymer (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Способ уплотнения твердых частиц в скважине, где способ включает в себя следующие стадии: введение композиции в песчаный пласт, где композиция включает в себя отверждаемую неводную гомогенную жидкость, инициатор для термического генерирования свободных радикалов, ингибитор продления жизнеспособности за счет стабилизации свободных радикалов, а также необязательно ускоритель и необязательно наполнитель, где указанная неводная гомогенная жидкость также содержит, по меньшей мере, частично ненасыщенный форполимер, выбранный из группы, состоящей из сложного полиэфира и эпоксивинилового сложного эфира, и по меньшей мере один винил- или аллилсодержащий мономер. После этого введение водной жидкости, неводной жидкости или газа для восстановления проницаемости пласта и отверждение композиции путем свободнорадикальной полимеризации в песчаном пласте при температуре от 0 до 150°C с образованием отвержденного материала, закрепляющего рыхлый песчаный пласт. Композиция, такая как описана на первой стадии указанного способа, также может широко применяться в качестве материала для закрепления рыхлых песчаных пластов, не следуя способу, такому как описан ранее.
Description
Настоящее изобретение относится к способу закрепления рыхлых песчаных пластов в нефтегазоносных скважинах. В частности, изобретение относится к способу и применению композиции, обеспечивающей закрепление рыхлых песчаных пластов при температуре в диапазоне от 0 до 150°C и улучшенное регулирование жизнеспособности и времени отверждения.
Предшествующий уровень техники
При добыче нефти из скважины в добываемой жидкости часто присутствует песок. Это явление особенно распространено в случаях, когда нефте- или газоносные пласты состоят из слабоуплотненной породы, такой как песчаники.
Из-за абразивности песка его присутствие в добываемой жидкости может привести к ряду проблем, таких как ранний отказ насосов и эрозия труб, клапанов, штуцеров, трубоотводов и другого механического оборудования, используемого при добыче нефти. Обсадная колонна, помещенная в скважину, также имеет вероятность разрушения при оседании коллекторной породы за счет пустот, оставленных песком, мигрирующим в добываемую жидкость. Кроме того, удаление загрязненного песка и соответствующая его обработка может повлечь за собой значительные расходы. Годовые расходы в нефтяной промышленности, связанные с проблемами, относящимися к выносу песка, составляют миллиарды долларов.
Ряд факторов может повлиять на вынос песка в так называемых слабосцементированных породах. Снижение давления в результате истощения нефтеносного пласта, напряжения в породе, а также изменения расхода и изменения обводненности продукции - все это относится к факторам, которые могут влиять на количество песка, извлекаемого из скважины.
В данной области техники известно несколько способов сокращения или сведения к минимуму количества песка, извлекаемого из скважины. Такие способы относятся к механическим, химическим либо к их комбинации.
Механические средства регулирования поступления песка в добываемую жидкость обычно состоят из методов создания механических препятствий, через которые песок не может проходить, и выступающих, по сути, в роли фильтра. Часто используют размещение мелкосетчатых экранов, щелевидных фильтров и так называемых гравийных набивок. Гравийная набивка представляет собой массу гравия определенного размера для предотвращения прохождения песка. Механические устройства обычно устанавливают в ствол скважины рядом с нефтеносным интервалом.
К проблемам, связанным с применением механических средств борьбы с поступлением песка, относится потенциальное засорение, которое может произойти в экранах, гравийных набивках и фильтрах. При этом производительность нефтедобычи может резко упасть.
Немеханический способ, используемый в качестве критерия борьбы с поступлением песка, заключается в поддержании фонтанирования скважины на так называемом уровне MSFR, что означает максимальный дебит скважины без выноса песка (англ. maximum sandfree rate). Это осуществляется за счет создания препятствия потоку и тем самым сведения к минимуму гидродинамических сил, воздействующих на песок. Это позволяет уменьшить количество песка, которое может переноситься в ствол скважины. Однако поддержание потока на уровне MSFR или ниже может быть весьма неэкономичным.
Химические средства для борьбы с поступлением песка в большинстве случаев основаны на закачивании полимерного материала, имеющего эффект связывания песчинок вместе. Химические методы во многих случаях являются более предпочтительными, чем механические. Причина этого заключается в том, что в случае химических методов ствол скважины не содержит препятствий, а фиксация песка происходит на большем расстоянии от ствола скважины, где гидродинамические силы обычно бывают меньше. Кроме того, химическая обработка может проводиться в беструбных скважинах и без извлечения эксплуатационной колонны.
Химическую обработку обычно проводят в три стадии. На первой стадии жидкий полимерный материал вводят в скважину и в пласт, где на второй стадии восстанавливают проницаемость пласта при помощи введения второй жидкости, открывающей каналы в полимерном материале. И, наконец, полимерный материал отверждают, при этом либо он отверждается сам по себе, либо это происходит за счет введения в пласт инициатора или активатора. В соответствии с этим способом, назначение полимерного материала заключается в покрытии песка таким образом, чтобы песчинки прилипли друг к другу. После химического закрепления рыхлых песчаных пластов проницаемость породы редко будет возвращаться к ее необработанной величине. Проницаемость обычно снижается на 10-40% от первоначальной величины.
Полимерные реактивы, обычно используемые для закрепления рыхлых песчаных пластов, включают в себя эпоксиды, фураны, сложные полиэфиры, полиолы и фенольные смолы. Смолы отверждают при использовании катализаторов, инициирующих полимеризацию. Катализаторы при этом либо смешивают со смолами на поверхности, либо закачивают в качестве второй стадии, когда полимеризуемая смола помещена в пласт. При использовании смол на основе фуранов инициатор/катализатор обычно вводят в пласт первыми.
В патентном документе US 4427069 раскрыт материал для закрепления рыхлых песчаных пластов,
- 1 031368 включающий в себя смолу на основе олигомера фурфурилового спирта, отверждаемую кислотами Льюиса, такими как хлорид алюминия. В пласт сначала вводят катализатор, за ним - олигомерную смолу, которая далее полимеризуется и закрепляет песок.
Проблема использования смол на основе фурфурилового спирта заключается в том, что инициатор нельзя смешивать со смолой на поверхности, поскольку реакции полимеризации являются очень быстрыми и непредсказуемыми.
В патентном документе US 5492177 описан способ закрепления рыхлых песчаных пластов, где композиция для закрепления рыхлых песчаных пластов состоит из аллильного мономера, разбавителя и инициатора. Композиция отверждается в пласте, когда подвергается воздействию повышенной температуры 73°C.
Общей проблемой способов закрепления рыхлых песчаных пластов известного уровня техники является потребность в высоких температурах для отверждения, как правило, превышающих 70°C, а также отсутствие точного регулирования жизнеспособности и времени отверждения полимерных материалов для закрепления рыхлых песчаных пластов.
Термин жизнеспособность следует понимать как время после добавления катализатора/инициатора, где материал сохраняет достаточно низкую вязкость для удовлетворительного использования, то есть материал имеет достаточно низкую вязкость для закачивания в пласт. Термин время отверждения означает время от добавления катализатора/инициатора до полного отверждения полимерного материала с образованием сшитой массы.
Авторами настоящего изобретения ранее было запатентовано средство и способ приготовления композиции для герметизации нефтяных и газовых скважин. Это описано в патентном документе US 6082456. Композиция, описанная в указанном патентном документе, обеспечивает средство для создания изолированных зон с быстрым отверждением, малой усадкой и регулируемым временем отверждения.
Краткое описание сущности изобретения
Изобретение имеет своей задачей устранить или по меньшей мере уменьшить один из недостатков известного уровня техники или же по меньшей мере обеспечить полезную альтернативу известному уровню техники.
Эта задача решена благодаря признакам, определенным в приведенном ниже описании и последующей формуле изобретения.
Неожиданно было обнаружено, что материал, запатентованный ранее заявителем для герметизации скважин, также может быть использован в качестве материала для закрепления рыхлых песчаных пластов, обеспечивая определенные преимущества по сравнению с существующим уровнем техники.
Основной задачей изобретения является создание улучшенного способа закрепления рыхлых песчаных пластов, где полученный отвержденный полимерный материал для закрепления рыхлых песчаных пластов обеспечивает более высокую прочность, меньшую усадку и более регулируемое время отверждения по сравнению со способами известного уровня техники.
Задача решена при помощи способа, включающего в себя первую стадию, на которой в пласт вводят материал для закрепления песчаных слоев, содержащий форполимер в форме по меньшей мере частично ненасыщенного сложного полиэфира или эпоксивинилового сложного эфира, по меньшей мере один винилсодержащий мономер, ингибитор, инициатор и необязательно наполнитель и/или ускоритель и другие добавки.
Вторая стадия способа включает в себя введение в пласт водного, неводного жидкого или газообразного средства для восстановления проницаемости пласта.
Третья стадия способа заключается в обеспечении отверждения композиции с первой стадии путем свободнорадикальной полимеризации в песчаном пласте при температуре от 0 до 150°С с образованием отвержденного материала, закрепляющего рыхлый песчаный пласт.
Выбор количества инициатора, ускорителя и ингибитора относительно количества форполимера позволяет осуществлять регулирование требуемых времени отверждения и жизнеспособности композиции, обусловленных температурой в пласте. В композицию также может быть включен наполнитель для регулирования реологических свойств, плотности и механических свойств.
Согласно первому аспекту, изобретение относится к способу закрепления твердых частиц в скважине, где способ включает в себя первую стадию, на которой композицию вводят в песчаный пласт, где композиция содержит отверждаемую неводную гомогенную жидкость, инициатор для термического генерирования свободных радикалов, ингибитор продления жизнеспособности за счет стабилизации свободных радикалов и необязательно наполнитель или ускоритель, где указанная неводная гомогенная жидкость также содержит, по меньшей мере, частично ненасыщенный форполимер, выбранный из группы, состоящей из сложного полиэфира и эпоксивинилового сложного эфира, и по меньшей мере один аллил- или винилсодержащий мономер.
Во время первой стадии композицию смешивают на поверхности для достижения требуемого времени отверждения, обусловленного условиями нефтеносного пласта. Это осуществляют за счет правильного выбора количества инициатора, ингибитора и необязательно ускорителя, как описано в патентном документе US 6082456. В качестве альтернативы, в композицию также добавляют наполнитель.
- 2 031368
Вязкость неполимеризованной композиции предпочтительно должна составлять от 5 до 100 сП (сантипуаз) при температуре в скважине.
После этого композицию закачивают в целевую зону через заливочную колонну (систему труб, гибкие насосно-компрессорные трубы и тому подобное). Целевая зона может находиться, например, вблизи призабойной зоны. Затем композицию вдавливают в песчаный пласт вокруг ствола скважины.
За первой стадией следует вторая стадия, на которой вводят водную, неводную жидкость или газ для восстановления проницаемости пласта. На второй стадии композиция перемещается дальше в пласт.
Целью второй стадии является открытие каналов в полимеризуемой массе, по которым пластовый флюид может течь и поступать в ствол скважины. В отсутствие второй стадии материал имеет возможность отверждаться in situ (на месте) и в дальнейшем может выступать в качестве эффективного герметизирующего материала, в противоположность цели изобретения, заключающейся в предотвращении попадания песка в ствол скважины.
Во время второй стадии полимеризуемый материал покрывает незакрепленные песчинки, обеспечивая сцепление между ними, и, как следствие, гарантирует, что песчинки лишены подвижности.
За второй стадией следует третья стадия, на которой композицию отверждают при помощи свободнорадикальной полимеризации в условиях нефтеносного пласта. Композиция особенно подходит для применения при температуре нефтеносного пласта от 0 до 150°C.
После третьей стадии скважине позволяют фонтанировать. Регистрируют расходы жидкости и скорости выноса песка, чтобы установить эффективность обработки.
Первой стадии необязательно может предшествовать стадия предварительной обработки. Стадия предварительной обработки включает в себя испытания на приемистость при работе, например, при помощи закачивания воды со скоростью от 1 до 5 баррелей/мин (примерно от 158,97 до 795 л/мин) и регистрации параметров приемистости.
После испытания на приемистость в пласт может быть введена водная или неводная жидкость для очистки каналов перфорации и вытеснения пластового флюида из призабойной зоны скважины и для улучшения сцепления между песком и отверждаемой жидкой композицией. Жидкость предпочтительно является совместимой с пластом жидкостью, такой как водный солевой раствор. Жидкость также может содержать такие агенты, как поверхностно-активные вещества, предназначенные для изменения характеристик влажности песчинок перед первой стадией способа.
Раствор для предварительной промывки скважины, пригодный для использования с настоящим способом, включает в себя комбинацию водной жидкости, связующего вещества и необязательно, поверхностно-активного вещества. Используемое поверхностно-активное вещество может быть выбрано из любого класса поверхностно-активных веществ, включая неионные поверхностно-активные вещества, анионные поверхностно-активные вещества, катионные поверхностно-активные вещества, амфотерные поверхностно-активные вещества, гидротропные поверхностно-активные вещества или их комбинации. Связующее вещество предпочтительно является силановым связующим веществом, выбранным из группы, включающей винилтриметоксисилан, 3-метакрилоксипропилтриметоксисилан, аминоалкилсилан и их комбинации. Силановое связующее вещество обычно присутствует в количестве от 0,1 до 4 мас.% от массы материала для закрепления рыхлых песчаных пластов.
Форполимер, используемый на первой стадии способа, может быть выбран из сложного полиэфира, эпоксивинилового сложного эфира или их смеси. Для достижения необходимого сшивания в форполимере должны присутствовать двойные связи. Например, могут быть использованы ненасыщенные форполимеры эфирного типа.
Примерами коммерчески доступных форполимеров, пригодных для использования в настоящем способе, являются Norpol 68-00 DAP и Norpol 47-00 (Jotun AS, Норвегия).
Согласно настоящему изобретению первая стадия способа может также включать в себя выбор мономерного компонента композиции из группы, включающей в себя стирол, винилтолуол и акрилаты.
Из-за правил техники безопасности, действующих в морских условиях, как правило, стараются избегать винильных соединений, обладающих низкой температурой вспышки. Примером такого соединения является стирол с температурой вспышки 31°C. По этой причине предпочтительными являются такие соединения, как винилтолуол (Твсп. 53°C), трет-бутилстирол (Твсп. 81°C), диэтиленгликольдиметакрилат (Твсп. 148°C), другие акрилаты, диаллилфталат или их смеси.
Акрилаты могут быть выбраны из группы, состоящей из 2-гидроксиэтилметакрилата и 2-гидроксипропилметакрилата.
Аллильное соединение, такое как диаллилфталат, также может быть добавлено в композицию с любым из мономеров, как описаны выше.
Кроме того, для композиции, такой как описана на первой стадии способа, форполимер может быть выбран в количестве не более 90 мас.ч. (англ. parts by weight - массовых частей), мономер выбирают в количестве не более 90 мас.ч.
Инициатор может быть выбран из обычно используемых инициаторов для генерирования радикалов, таких как органические перекиси. Примерами таких перекисей являются перекись бензоила, третбутилперокси-3,3,5-триметилгексаноат, трет-бутилкумилпероксид и ди-трет-бутилпероксид. Количество
- 3 031368 инициатора выбирают в зависимости от температуры в пласте, имея в виду достижение требуемых жизнеспособности и времени отверждения. Инициатор обычно присутствует в количестве от 0,1 до 5 частей на массу композиции.
Ингибитор, используемый в композиции, выбирают из радикальных ингибиторов, хорошо известных специалисту в данной области. Примером предпочтительного ингибитора служит парабензохинон, поскольку этот ингибитор особенно эффективен при повышенных температурах. Другими примерами ингибиторов, которые могут быть использованы, являются гидрохиноны, образующие хиноны при реакции с диспергированным кислородом. Количество ингибитора выбирают в зависимости от требуемых жизнеспособности и времени отверждения композиции, и обычно оно составляет от 0,02 до 2 частей на массу композиции.
Инициатор и необязательно ингибитор и/или ускоритель предпочтительно выбирают в таком количестве, чтобы время отверждения от 30 мин до 24 ч достигалось при температуре в пласте в диапазоне от 0 до 150°C. Более предпочтительно время отверждения составляет от 2 до 6 ч при температуре в пласте в диапазоне от 0 до 150°C.
Ускоритель может быть выбран из обычно используемых ускорителей для свободно-радикальных реакций, известных специалисту в данной области. Примерами таких ускорителей являются ускорители на основе переходных металлов, такие как чистые элементы и соединения кобальта, железа, меди и марганца. Примерами органических ускорителей являются амиды и амины, такие как N.N-диметил-птолуидин.
Композиция может также включать в себя наполнитель. Назначение наполнителя заключается в регулировании реологических свойств композиции, улучшении механических свойств и регулировании плотности композиции, если это требуется. Наполнитель может быть любым материалом, однако при этом требуется, чтобы наполнитель был совместим с температурой отверждения композиции и был химически инертен. Наполнитель в композиции обычно присутствует в количестве от 10 до 45 об.%. Примерами наполнителей являются материалы, выбранные из группы, состоящей из оксидов, таких как тетраоксид тримарганца, карбонатов, таких как карбонат кальция, сульфатов, таких как сульфат бария, и минералов, таких как волластонит. Наполнитель также может быть кремниевым материалом, таким как стеклянная дробь, полые стеклянные сферы, коллоидальная двуокись кремния или аэрогели.
Композиция, такая как описана на первой стадии указанного способа, может широко применяться в качестве материала для закрепления рыхлых песчаных пластов, не следуя способу, такому как описан ранее.
Для дополнительной иллюстрации настоящего изобретения представлен следующий пример.
Описание примеров осуществления изобретения
Пример 1
Влажный песок упаковывали в виде однородной песчаной пробки (размер ячеек 20-40 меш) в трубку длиной 10 см и диаметром 1 дюйм (примерно 2,54 см). Приблизительная пористость песка составляла 37%.
Трубку промывали пресной водой при расходе жидкости 50 мл/мин. Поровый объем в трубке составил приблизительно 15 мл. Давление нагнетания не наблюдалось.
Затем вводили раствор для предварительной промывки, содержащий 1 мас.% поверхностноактивного вещества и 1 мас.% силанового связующего вещества, при расходе 10 мл/мин в объеме, соответствующем приблизительно 5 поровым объемам.
После этого вводили композицию для закрепления рыхлых песчаных пластов (1,03 SG (англ. Specific Gravity - удельная плотность), вязкость 60 сП) при расходе жидкости 5 мл/мин и объеме композиции, соответствующем приблизительно 2 поровым объемам.
Затем трубку промывали 12 поровыми объемами пресной воды при расходе жидкости 10 мл/мин.
Далее трубку помещали на водяную баню при температуре 70°C и выдерживали в течение 3 ч для отверждения композиция для закрепления рыхлых песчаных пластов. После завершения отверждения трубку снова промывали, регистрируя полученную проницаемость.
Получающаяся в результате масса песка была твердой, но проницаемой для потока жидкости.
Закрепленную массу песка проверяли на неограниченную прочность на сжатие. Неограниченная прочность на сжатие изменялась от 600 до 1500 фунтов на квадратный дюйм (англ. psi, pound per square inch) (что соответствует от 4,137 до 10,34 МПа) в зависимости от объема после промывки и требуемой проницаемости после обработки.
Claims (19)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ уплотнения твердых частиц в скважине, характеризующийся тем, что включает следующие стадии:А - введение в песчаный пласт композиции, включающей отверждаемую неводную гомогенную жидкость, инициатор для термического генерирования свободных радикалов, ингибитор продления жизнеспособности за счет стабилизации свободных радикалов, где неводная гомогенная жидкость дополни- 4 031368 тельно содержит, по меньшей мере, частично ненасыщенный форполимер, выбранный из группы, состоящей из сложного полиэфира и эпоксивинилового сложного эфира, и по меньшей мере один винилили аллилсодержащий мономер;В - последующее введение водной жидкости, неводной жидкости или газа для восстановления проницаемости пласта;С - отверждение композиции со стадии А путем свободнорадикальной полимеризации в песчаном пласте при температуре от 0 до 150°C с образованием отвержденного материала, закрепляющего рыхлый песчаный пласт.
- 2. Способ по п.1, где композиция дополнительно включает ускоритель.
- 3. Способ по п.1 или 2, где композиция дополнительно включает наполнитель.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, где стадия А дополнительно включает выбор мономера из группы, включающей стирол, винилтолуол и акрилаты.
- 5. Способ по п.4, где мономер дополнительно включает диаллилфталатный мономер.
- 6. Способ по п.4, где акрилаты выбраны из группы, включающей 2-гидроксиэтилметакрилат и 2гидроксипропилметакрилат.
- 7. Способ по пп.1-6, где форполимер присутствует в количестве не более 90 мас.ч., мономер выбран в количестве не более 90 мас.ч., инициатор в количестве от 0,1 до 5 мас.ч. и ингибитор в количестве от 0,02 до 2 мас.ч. в расчете на массу композиции.
- 8. Способ по п.3, где стадия А дополнительно включает выбор наполнителя из группы, состоящей из оксидов, сульфатов, минералов, кремниевых материалов или их комбинаций.
- 9. Способ по п.3, где стадия А дополнительно включает выбор стеклянной дроби в качестве наполнителя.
- 10. Способ по п.1, где стадия С дополнительно включает отверждение композиции в течение от 30 мин до 24 ч при температуре от 0 до 150°C.
- 11. Способ по п.1, где способ дополнительно включает перед стадией А стадию, на которой в пласт вводят жидкое средство для вытеснения жидкостей, присутствующих в пласте.
- 12. Способ по п.11, где способ включает введение в качестве жидкого средства водного раствора.
- 13. Способ по п.11, где способ дополнительно включает добавление в жидкое средство поверхностно-активных веществ.
- 14. Способ по п.13, где способ дополнительно включает выбор поверхностно-активного вещества из группы, включающей анионные, катионные, неионные, амфотерные и гидротропные поверхностноактивные вещества или их комбинации.
- 15. Способ по любому из пп.11-14, где способ дополнительно включает добавление в жидкое средство силанового связующего вещества.
- 16. Способ по п.15, где способ дополнительно включает выбор силанового связующего вещества из группы, включающей винилтриметоксисилан, 3-метакрилоксипропилтриметоксисилан, аминоалкилсилан и их комбинации.
- 17. Способ по п.2, где стадия А дополнительно включает выбор ускорителя из группы, состоящей из соединений переходных металлов.
- 18. Способ по п.2, где стадия А дополнительно включает выбор ускорителя из группы, состоящей из амидов и аминов.
- 19. Способ по п.18, где стадия А дополнительно включает выбор N.N-диметил-п-толуидина в качестве ускорителя.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20131116A NO340860B1 (no) | 2013-08-15 | 2013-08-15 | Fremgangsmåte for konsolidering av partikkelmateriale i en brønn |
| PCT/NO2014/050140 WO2015023186A1 (en) | 2013-08-15 | 2014-08-06 | Method and use of a composition for sand consolidation in hydrocarbon wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201690194A1 EA201690194A1 (ru) | 2016-06-30 |
| EA031368B1 true EA031368B1 (ru) | 2018-12-28 |
Family
ID=52468498
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201690194A EA031368B1 (ru) | 2013-08-15 | 2014-08-06 | Способ и применение композиции для закрепления рыхлых песчаных пластов в нефтегазоносных скважинах |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20160194548A1 (ru) |
| EP (1) | EP3033480A4 (ru) |
| EA (1) | EA031368B1 (ru) |
| NO (1) | NO340860B1 (ru) |
| WO (1) | WO2015023186A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11008498B2 (en) | 2018-08-16 | 2021-05-18 | Saudi Arabian Oil Company | Cement slurry responsive to hydrocarbon gas |
| US11168243B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-11-09 | Saudi Arabian Oil Company | Cement compositions including epoxy resin systems for preventing fluid migration |
| US11352541B2 (en) | 2018-08-30 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing compositions and methods of sealing an annulus of a wellbore |
| US10696888B2 (en) | 2018-08-30 | 2020-06-30 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation material compositions and methods of isolating a lost circulation zone of a wellbore |
| US11332656B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-05-17 | Saudi Arabian Oil Company | LCM composition with controlled viscosity and cure time and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore |
| US11370956B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Epoxy-based LCM compositions with controlled viscosity and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore |
| US11193052B2 (en) | 2020-02-25 | 2021-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing compositions and methods of plugging and abandoning of a wellbore |
| US11236263B2 (en) | 2020-02-26 | 2022-02-01 | Saudi Arabian Oil Company | Method of sand consolidation in petroleum reservoirs |
| US11827841B2 (en) | 2021-12-23 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of treating lost circulation zones |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3176767A (en) * | 1962-08-22 | 1965-04-06 | California Research Corp | Consolidation of incompetent earth formations |
| US5492177A (en) * | 1994-12-01 | 1996-02-20 | Mobil Oil Corporation | Method for consolidating a subterranean formation |
| US6082456A (en) * | 1996-10-25 | 2000-07-04 | Wecem As | Means and method for the preparation of sealings in oil and gas wells |
| WO2012103338A1 (en) * | 2011-01-26 | 2012-08-02 | M-I L.L.C. | Wellbore strengthening composition |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3587742A (en) * | 1969-09-08 | 1971-06-28 | Shell Oil Co | Consolidation of shallow formations with acid modified epoxy resinous material |
| US4398003A (en) * | 1980-08-28 | 1983-08-09 | The Dow Chemical Company | Process for preparing thermoset polymer spheres |
| US8167045B2 (en) * | 2003-08-26 | 2012-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand |
| AU2005253593B2 (en) * | 2004-06-03 | 2008-12-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for performing chemical treatments of exposed geological formations |
| US7819192B2 (en) * | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
| US8333241B2 (en) * | 2006-02-10 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for packing void spaces and stabilizing formations surrounding a wellbore |
| US8011431B2 (en) * | 2009-01-22 | 2011-09-06 | Clearwater International, Llc | Process and system for creating enhanced cavitation |
| US8215393B2 (en) * | 2009-10-06 | 2012-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating well bore within a subterranean formation |
-
2013
- 2013-08-15 NO NO20131116A patent/NO340860B1/no unknown
-
2014
- 2014-08-06 WO PCT/NO2014/050140 patent/WO2015023186A1/en active Application Filing
- 2014-08-06 EP EP14836468.0A patent/EP3033480A4/en not_active Withdrawn
- 2014-08-06 EA EA201690194A patent/EA031368B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-08-06 US US14/909,413 patent/US20160194548A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3176767A (en) * | 1962-08-22 | 1965-04-06 | California Research Corp | Consolidation of incompetent earth formations |
| US5492177A (en) * | 1994-12-01 | 1996-02-20 | Mobil Oil Corporation | Method for consolidating a subterranean formation |
| US6082456A (en) * | 1996-10-25 | 2000-07-04 | Wecem As | Means and method for the preparation of sealings in oil and gas wells |
| WO2012103338A1 (en) * | 2011-01-26 | 2012-08-02 | M-I L.L.C. | Wellbore strengthening composition |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3033480A1 (en) | 2016-06-22 |
| WO2015023186A1 (en) | 2015-02-19 |
| EA201690194A1 (ru) | 2016-06-30 |
| NO340860B1 (no) | 2017-07-03 |
| NO20131116A1 (no) | 2015-02-16 |
| US20160194548A1 (en) | 2016-07-07 |
| EP3033480A4 (en) | 2017-03-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA031368B1 (ru) | Способ и применение композиции для закрепления рыхлых песчаных пластов в нефтегазоносных скважинах | |
| US6257335B1 (en) | Stimulating fluid production from unconsolidated formations | |
| US7413010B2 (en) | Remediation of subterranean formations using vibrational waves and consolidating agents | |
| CA2668909C (en) | Methods for controlling particulate migration | |
| US20050194142A1 (en) | Compositions and methods for controlling unconsolidated particulates | |
| CA2839522C (en) | Composition of polybutadiene-based formula for downhole applications | |
| EP2981587B1 (en) | Polymeric compositions for downhole applications | |
| BRPI0618879A2 (pt) | mÉtodo para estabilizar porÇÕes de uma formaÇço subterrÂnea que compreende particulados nço consolidados | |
| US20050263283A1 (en) | Methods for stabilizing and stimulating wells in unconsolidated subterranean formations | |
| US20180215990A1 (en) | Wellbore strengthening composition | |
| CA2569810C (en) | Well treatment for sand-containing formations | |
| US11447690B2 (en) | Enhancing propped fracture conductivity in subterranean wells | |
| WO2014011143A1 (en) | Wellbore strengthening composition | |
| AU2011231415B2 (en) | Methods and compositions for sand control in injection wells | |
| EA000581B1 (ru) | Средства и способ получения уплотнений в нефтяных и газовых скважинах | |
| NO310941B1 (no) | Middel og framgangsmate for etablering av sonetetninger i bronner | |
| AU2012211255A1 (en) | Wellbore strengthening composition |
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 BY KG TJ TM |