NO318614B1 - Fremgangsmate omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning ved bronnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging. - Google Patents
Fremgangsmate omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning ved bronnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging. Download PDFInfo
- Publication number
- NO318614B1 NO318614B1 NO20004283A NO20004283A NO318614B1 NO 318614 B1 NO318614 B1 NO 318614B1 NO 20004283 A NO20004283 A NO 20004283A NO 20004283 A NO20004283 A NO 20004283A NO 318614 B1 NO318614 B1 NO 318614B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- silicone composition
- cement
- silicone
- gas
- well
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B41/00—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone
- C04B41/45—Coating or impregnating, e.g. injection in masonry, partial coating of green or fired ceramics, organic coating compositions for adhering together two concrete elements
- C04B41/46—Coating or impregnating, e.g. injection in masonry, partial coating of green or fired ceramics, organic coating compositions for adhering together two concrete elements with organic materials
- C04B41/49—Compounds having one or more carbon-to-metal or carbon-to-silicon linkages ; Organo-clay compounds; Organo-silicates, i.e. ortho- or polysilicic acid esters ; Organo-phosphorus compounds; Organo-inorganic complexes
- C04B41/4905—Compounds having one or more carbon-to-metal or carbon-to-silicon linkages ; Organo-clay compounds; Organo-silicates, i.e. ortho- or polysilicic acid esters ; Organo-phosphorus compounds; Organo-inorganic complexes containing silicon
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B24/00—Use of organic materials as active ingredients for mortars, concrete or artificial stone, e.g. plasticisers
- C04B24/40—Compounds containing silicon, titanium or zirconium or other organo-metallic compounds; Organo-clays; Organo-inorganic complexes
- C04B24/42—Organo-silicon compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt olje- og gassbrønn-komplettering og brønnbehandlingsmetoder og nærmere bestemt en fremgangsmåte omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning ved brønnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging.
Hovedmålet ved å bore en brønn er å danne en forbindelse til olje- og/eller gassreservoaret og å installere rør mellom reservoaret og overflaten. Den ytre stålbeskyttelse kalles foringen. Foringen påkrever en gasstett tetning mellom reservoaret og overflaten. For å oppnå slik tetning blir ringrommet (gapet mellom foringsrøret og formasjonen) underkastet sementering. Denne behandling betegnes vanligvis som primær sementering. Hovedaspektene med primær sementering er å isolere strømmen mellom ulike reservoarer, for å motstå de ytre og indre trykk som virker på brønnen, ved å tilveiebringe strukturell forsterkning, og å forhindre korrosjon av stålforingsrøret av kjemisk aggressive reservoarfluider.
En dårlig sementeringsjobb kan resultere i innstrømning av reservoarfluider, og endog lede til gassinnstrømning gjennom mikrohulrom i brønnen, hvilket ikke bare reduserer kostnadseffektiviteten for brønnen men kan også bevirke en "utblåsning", hvilket resulterer i betydelig skade. Selv om reparasjonsjobber ("sekundær sementering") er mulige (i hovedsak å tvinge mer sement inn i sprekkene og mikrohulrommene), er dette kostbart og leder ikke alltid til de ønskede resultater.
Når en brønn har nådd slutten av sin økonomisk produktive levetid, er det nødvendig at brønnen stenges i henhold til lokale bestemmelser. Stengingen utføres vanligvis ved først å plugge hver av foringene i et stort antall sekvensielle trinn, å kutte og fjerne stålforingene og å plassere en stor sementplugg for å tette brønnen. Ettersom kun et relativt lite volum av sement (vanligvis i størrelsesorden 100 m) benyttes for å plassere pluggen, må kvaliteten derav være tilstrekkelig ettersom den vil tjene som en tetning i meget lang tid.
Den vanlige stengningsprosedyre er meget kostbar, især i et miljø til havs, ettersom den påkrever bruk av en overhalings- eller borerigg. Det ville være meget gunstig dersom det var tilgjengelig metoder som kunne lede til stengning av brønner uten behov for å fjerne produksjonsrørene.
Én av de største ulemper ved bruk av tradisjonelle sementeringsmaterialer slik som klasse G sement (for eksempel OPC:ordinær Portland-sement) til plugging, er at slike materialer ikke kan tilveiebringe en gasstett tetning på grunn av den iboende krymping av materialene. Krympingen er vanligvis i størrelsesorden 4-6 volum%, hvilket bevirker gassinnstrømning gjennom mikrohulrom som dannes på grunn av krympingen. Bruken av slike sementeringsmaterialer i "behandlende sekun-
dærsementering", har den ulempe at den vanlige kornstørrelse er for stor til å tillate lett passasje inn i mikrohulrommene som påvirker kvaliteten av tetningen.
I søket etter effektive sementeringsmaterialer er blant annet følgende behov viet oppmerksomhet: materialet bør være gasstett (dvs. motstå minst 2 bar pr. m), det bør ha en kontrollerbar herdetid slik at et område av temperaturer og brønndyp (hvorav hver krever ulike betingelser) kan håndteres, det bør være termisk stabilt opp til 250 °C, så vel som å være kjemisk stabilt mot reservoarfluidene over en meget lang tidsperiode, og dets reologiske egenskaper bør være slike at pumping gjennom eksisterende oljefeltutstyr kan gjennomføres uten for store problemer.
Et bredt spekter av pluggemidler uten sementinnhold er blitt foreslått for å håndtere i det minste noen av problemene som er fremsatt ovenfor. Eksempler på slike materialer er epoksyharpikser (R. Ng og C.H. Phelps: "Phenolic/Epoxy Resins for water/Gas Profile Modification and Casing Leak Repair" - Paper ADSPE # 90, presentert ved ADIPEC, holdt i Abu Dhabi (16-19) oktober 1994), Phenol- eller Malamine Formaldehyde (W.V.C. de Landro og D. Attong: "Case History: Water Shut-off using Plastic Resin in a High Rate Gravel pack Well" Paper SPE 36125 presentert ved den 4. Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, holdt i Port of Spain i Trinidad, 23.-26. april 1996) og polyakrylater (patentpublikasjon US 5484020, overdratt til Shell Oil).
Selv om slike materialer kan bidra til å løse noen av problemene som møtes på med tradisjonelle sementbaserte plugger, er det ennå viktige ulemper som må påregnes med hensyn til håndtering, kontroll av herdetider og langtidsholdbarhet.
Også gummi er blitt foreslått for generell bruk som pluggematerialer. Henvisning gjøres til patentpublikasjon US 5293938 (overdratt til Halliburton Company), rettet på bruk av sammensetninger i hovedsak bestående av en blanding av slurry av en hydraulisk sement (slik som Portland-sement) og en vulkaniserbar gummilateks. Gummiene det spesifikt henvises til i nevnte US-patentpublikasjon er naturlige gummier, cis-polyisoprengummi, nitril-gummi, etylen-propylengummi, styrenbutadiengummi, butylgummi og neoprengummi. Bruken av silikongummi fremholdes også som en mulighet, men slik gummi har generelt mindre gunstige fysikalske egenskaper og påkrever innbefattelse av uorganiske inaktive fyllstoffer.
Vulkanisering av gummi innebærer tverrbinding av polymerkjedene, hvilket kan oppnås ved innbefattelse av ett eller flere tverrbindingsmidler (hvorav det mest vanlige er svovel) i gummilateksen (lateks er blitt definert som den vandige dispersjon eller emulsjon av den aktuelle gummi).
I europeisk patentpublikasjon EP 325541 (Merip Tools International S.A.) blir anvendelse av sparkel eller kitt ("mastiks") fremholdt for produksjon av sammensetninger for å separere soner i brønner. Hensiktsmessige forbindelser dannes med væskeformige elastomerer slik som fluorsilikoner, polysulfider, polytioetere så vel som epoksy- eller fenolharpikser.
Det er nå blitt funnet at en bestemt klasse av RTV (romtemperaturvulkaniserende) -silikonkomponenter med fordel kan benyttes ved reparasjon og stengning av brønner. I tilfellet med brønnstengning kan de benyttes enten i form av en blanding med en hensiktsmessig sementsammensetning ved innsetting av en plugg, eller som et tetningslegeme på toppen av en eksisterende sementbasert plugg.
Silikongummier som frembyr tetningsaktivitet kan differensieres på grunnlag av fremstillingsmetoden. Videre er også egenskapene avhengig til en viss grad av den kjemiske sammensetning.
En første klasse av silikontetninger kan beskrives som å være fremstilt ved en kondensasjonstype av herdeprosess, ved bruk av en kondensasjonskatalysator, som beskrevet i henhold til (1):
hvor X og Y er inerte grupper og <AAA> representerer polymerryggraden i den silanolterminerte polymer.
En andre, relatert klasse av silikontetninger kan beskrives som å være blitt fremstilt ved terminering av en silanolfunksjonell polymer med et reaktivt tverrbindingsmiddel. Dette er også en kondensasjonsreaksjon ved bruk av en kondensasjonskatalysator, slik det beskrives i henhold til (2):
hvor hver av Z, A og B er en gruppe i stand til reaksjon med -O-H-andelen i det silanolterminerte polymer, R representerer ryggraden i det reaktive tverrbindingsmiddel og <AAA> representerer polymerryggraden i den silanolterminerte polymer. Det er også mulig å underkaste silikonet produsert i henhold til reaksjonen (2) et ytterligere hydrolysetrirm hvorved sammensetningen identifisert som
<AAA>Si (CH3)2-0-Si-(A)(B)-R reagerer med H20 for å gi en tverrbundet silikon-elastomer og biproduktene H-A og/eller H-B. Denne prosess er kjent som fuktighetskatalysert vulkanisering.
En tredje klasse av silikontetninger kan beskrives som å være blitt fremstilt ved en tilsatsherdeprosess, ved bruk av en platinakatalysator under betingelser med forhøyet temperatur, slik som beskrevet i henhold til (3):
hvor K og L er inerte grupper og <AAA> representerer ryggraden i den vinyl funksjonelle silikonpolymer. Silikontetningene av den tredje klasse er kjente fra patentpublikasjon US-A-5595826.
Det er overraskende blitt funnet at brønnreparasjon og brønnstengnings-operasjoner kan utføres fordelaktig og med bedre grad av kontroll når silikontetningsmidlene som er involvert er basert på "tilsatsherdings"-prinsippet istedenfor "kondensasjons"-prinsippet. Uten ønske om å være bundet av noen bestemt teori antas det at biproduktene som oppnås ved produksjon av silikontetninger in situ via kondensasjonstypen av herding, påvirker kvaliteten av slike materialer når de kommer i kontakt med (sementholdige) deler til stede i brønnen. Det finnes videre strukturelle forskjeller som kan ha innvirkning på egenskapene.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører derfor generelt anvendelse av tilsatsherdende silikonsammensetninger i brønnkonstruksjon, -reparasjon og -stenging.
Nærmere bestemt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for utøvelse av brønnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging, omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning, og fremgangsmåten er særpreget ved at silikonsammensetningen injiseres som en lavviskositet tokomponentsammensetning i brønnen for å danne et elastisk materiale av gummitype i og/eller omkring brønnen.
Det refereres videre til patentkrav 2-16, hvor fordelaktige utførelsesformer av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er spesifisert.
De bemerkelsesverdige resultater i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan oppnås ved bruk av en tokomponent-romtemperaturvulkaniserende (RTV) silikongummi eller fluorholdig RTV silikongummi. Slike tokomponent-systemer omfatter to basekjemikalier: et hydridfunksjonelt silikontverrbindingsmiddel og en vinylfunksjonell silikonpolymer. Når disse basesammensetninger bringes i kontakt vil de reagere, formodentlig via tilsatsherdingsprinsippet slik det er diskutert ovenfor, hvorved det produseres en silikongummi eller et materiale av geltype. En av fordelene med dette herdesystem er at det ikke påkrever en ekstern reaktant for å initiere reaksjonen (slik som vann, for eksempel til stede i fuktig luft). En ytterligere fordel med dette herdesystem er at det ikke produseres uønskede eller skadelige biprodukter slik som alkoholer eller eddiksyre. Systemet er heller ikke begrenset ved diffusjon av én av reaktantene (dvs. fuktig luft) inn i den andre meget viskøse komponent. Derfor vil reaksjonen mellom de to komponenter foregå uavhengig av deres respektive volumer.
I prinsippet kan hvert tokomponent RTV-system basert på herdereaksjon mellom de individuelle komponenter benyttes for et mangfold av anvendelser innen brønnkonstruksjon, -reparasjon og -stenging. Slike systemer er stabile opp til meget høye temperaturer, for eksempel ved temperaturer opp til 250 °C, eller endog opp til 300 °C, og er kjemisk inerte. Videre kan herdeoppførselen til denne bestemte type av RTV-silikongummier og -geler retarderes eller akselereres. Deres reologiske egenskaper er egnede for kveilerøranvendelser. Det er også blitt funnet at såkalte sandwich-plugger (RTV silikongeler oppstøttet av en sementkolonne) var i stand til å motstå høye differansetrykk (for eksempel trykk opp til 80 bar/m og muligens høyere) mens gasstetningegenskapene ble opprettholdt.
Silikonsammensetningene basert på "tilsatsherde"-prinsippet kan benyttes i et antall anvendelser.
For eksempel kan de anvendes til soneisolasjon eller til erstatning av skadet eller korrodert foring ved å plassere en lawiskøs, tokomponent RTV-silikonsammensetning i brønnhullet for derved å binde dette med det uskadede foringsrør og å stenge av enhver lekkasjesone. Etter utplasseringen vil tokomponentblandingen danne et elastisk gummilignende materiale i stand til å motstå de temmelig aggressive betingelser med hensyn til kjemi og temperatur som materialet eksponeres for.
Silikonsammensetningene kan også anvendes i forbindelse med utligning av ringrom (gass) trykk i olje- og gassbrønner ved å tette det utsatte ringrom ved å injisere en opprinnelig lawiskøs tokomponent RTV-silikongummi inn i ringrommet, hvilket vil resultere i dannelse av en seig viskoelastisk silikongelplugg med høy flytespenning. Vanligvis kan lengden av en slik plugg være mellom 30 og 50 meter. Behandlingen kan etterfølges av spyling med en tung saltløsning (f.eks. kalsiumklorid, kalsiumbromid, sinkbromid eller cesiumformiat eller en ekvivalent løsning med en bestemt tetthet) for å utligne ringrommets fluidkolonne mot det eksisterende reservoartrykk. Kombinasjonen av tetningspluggen (som har sine egne fordelaktige elastisitetsegenskaper) og den høye hydrostatiske trykkhøyde tilveiebragt med den tilførte saltløsning, vil helt eller fullstendig forhindre enhver videre gassinnstrømning og etterfølgende oppbygning av ringromtrykk.
Tokomponent-systemet kan hensiktsmessig anvendes ved å injisere det inn i brønnhodet ved bruk av en hensiktsmessig injeksjonspumpe. Det foretrekkes å tappe ut eventuelt ringromtrykk før oppstart av injeksjonsoperasjonen. Det er også mulig å pumpe tokomponent-systemet mot det høye ringromtrykk under hensiktsmessige sikkerhetsforhold.
En ytterligere fordel ved bruken av tokomponent RTV-silikongummisystemet er at foringene kan tas ut når det er ønskelig under fremtidig stenging av brønnen. Silikonsammensetningene kan også hensiktsmessig anvendes ved avstenging av vannfylte eller utgassede soner i et oljereservoar, ved å plugge slike soner med et impermeabelt silikongelsystem som initialt tvinges inn i det porøse medium som tokomponent RTV-silikonsammensetningen som deretter reagerer for å danne en kjemisk og termisk høyst ugjennomtrengelig barriere for vann eller gassstrøm. hvilket resulterer i en betydelig høyere oljeandel sammenlignet med bruken av et konvensjonelt system slik som Cr (Ill)-tverrbundne polyakrylamidgelløsninger.
Slike silikonsammensetninger er særlig viktige når de anvendes ved såkalt "grunn plugging" av diskrete vannfylte eller utgassede reservoarsandområder i en oljebrønn.
Enda en anvendelse hvor tokomponent-RTV-silikonsammensetningene kan benyttes med fordel omfatter forhindring og/eller styring av gassinnstrømningen til en seksjon av en olje/gassbrønn under primær sementering. Anvendelsen omfatter i hovedsak bruk av sammensetningen som et pressefluid inn i brønnen- etter å ha plassert en foring- og å opprettholde et forutbestemt trykk på pressefluidet for derved å presse fluidet radielt inn i permeable formasjoner i brannveggen for å danne en spylesone med redusert permeabilitet for gasser. Deretter pumpes en sementopp-slemming via den såkalte "arbeidsstreng" inn i formasjonsborehullet for foringen på konvensjonell måte, for å tette ringrommet med sement. Det er også mulig å benytte en sement/silikonsammensetningsblanding for å oppnå enda bedre resultater.
Tokomponents-RTV-silikonsammensetningene kan også benyttes som en mellomspyling ved primær sementering. Forsiktighet bør utvises for å sikre at tettheten av silikonsystemet er mellom tettheten av sementeringsforspylingen og tettheten av sementeringsetterspylingen. Slik anvendelse vil resultere i at silikonsystemet blir innkapslet som en kjemisk pakning i ringrommet som er fylt med hensiktsmessig sement.
Det er også mulig å anvende tokomponent RTV-silikonsammensetningene ved tetning av et ekspandert rør mot borehullet eller mot en foring i en eksisterende brønn, for å hindre inntrengning av reservoarfluider til tilliggende reservoarseksjoner og/eller til overflaten. Silikonsystemet virker derved som et alternativ til konvensjonelle sementeringsmetoder ved brønnkomplettering.
Det er også mulig å benytte tokomponent RTV-silikonsammensetningene for å tilveiebringe et silikongummisystem som et alternativ til den velkjente mekaniske pakning. Tradisjonelt vil en sementplugg bli installert under en komplettering ved en gjennomløpende rørprosess, for derved å kunne utvinne ellers uøkonomiske reserver bak rørene som er ovenfor eksisterende installerte produksjonspakninger. Anvendelsen av tokomponent RTV silikonsammensetningene, især når de understøttes av konvensjonell sement for å gi mekanisk stivhet, vil tilveiebringe gasstette tetninger ved denne anvendelse.
Det er også mulig å fylle velkjente eksterne foringspakninger ved bruk av tokomponent RTV-silikonsammensetningene istedenfor konvensjonelle sementbaserte systemer. Ulempene forbundet med den tidligere kjente metode (sement), med krymping under herding og uforutsigbar tetningsoppførsel, overvinnes ved anvendelse av silikonsammensetningene.
Det er også mulig å benytte tokomponent- RTV-silikonsammensetningene og polymer/sammensetninger ved sementering av multilaterale brønner så vel som under forhold som bevirker CCVoverstrømming, ettersom sammensetningene synes å være høyst bestandige i slikt miljø.
Det er blitt funnet at visse silikongummisammensetninger kommersielt tilgjengelig fra Dow Corning med fordel kan benyttes ved fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Henvisning gjøres til Dow Corning produkter tilgjengelige under følgende betegnelser: 3-4225, 3-4230, 3-4231, 3-4232 og 3-4234. Det antas at de ovennevnte produkter er operative på grunn av tilsatsherdingsegenskapene av de individuelle komponenter (basekomponent og herdemiddel).
Ved bruk av silikongummisammensetningene sammen med en sementsammensetning, er det blitt funnet at egnede vektforhold silikongummi/sement er mellom 5:1 og 0,5:1, fortrinnsvis mellom 3:1 og 1:1. Sementsammensetninger som er velkjente kan benyttes for å tilveiebringe systemet som vil danne gasstette sammensetninger i henhold til den følgende oppfinnelse. Eksempler på kommersielt tilgjengelige sementer er Portland-sement av klasse H og klasse G. Andre sementer med sammenlignbare egenskaper med Portland-sementene som er nevnt, kan også benyttes.
Tettheten av de tilsatsherdende silikonsammensetninger ifølge den foreliggende oppfinnelse kan justeres ved tilsats av tunge eller lette fyllmaterialer, avhengig av de nødvendige operasjonsbetingelser for brønnbehandlingen.
En økt tetthet kan oppnås ved tilsats av vanlige tunge tilsatsmidler som er kjente, for eksempel baritt, hematitt, ilmenitt, manganoksid, mikrofint stålpulver eller andre sammensetninger med høy spesifikk tetthet.
Det har vist seg å være særlig virkningsfullt å tilføre en blanding av mikrofint stålpulver og baritt, hvilket vil resultere i en synergivirkning med reduksjon av nedsynking av vektmidlene/fyllmateriale før endelig herding av harpiksen.
Vanligvis har en 2:1 blanding av 150 mikrometer medianpartikkelstørrelse stålpulver (grad AS-100 tilveiebragt fra Hogenas AB, Hogenas, Sverige) og baritt (grad C-138 tilveiebragt fra Schlumberger/Dowell, Coevorden, Nederland) vist seg å være meget effektivt for å danne en silikonsammensetning med tetthet 2,2 g/cm<3> (med utgangspunkt fra en basissammensetning med tetthet 1,0 g/cm ).
Tettheten av sammensetningene kan senkes ved tilsats av stive, inerte, hule kuler, i henhold til kjent teknikk f.eks. for dannelse av lettvektssementoppslemminger og borefluider.
Eksempler på slike midler er stive, inerte, hule keramer (slik som kulene solgt under varemerket ZEOSPHERES av selskapet 3M) eller glasskuler (slik som kulene solgt under varemerket SCOTCHLITE, fremstilt av selskapet 3M), flygeaske fra kullfyrte kraftverk (slik som kulene solgt under varemerket SPHERELITE av Halliburton Energy Services, Duncan OK, USA), og lignende.
En spesiell anvendelse er bruk av gassfylte, ekspanderte, føyelige mikrokuler (slik som kulene solgt under varemerket DUALITE av Pierce og Stephens eller under varemerket EXPANCELL av Akzo Nobel, Sverige) og ulike mikrokuler (F-serien) fremstilt av Matsumoto Yushi-Seyaku Co. Ltd. Japan) i kombinasjon med de tilsatsherdende silikonsammensetninger i henhold til oppfinnelsen.
Når en silikonsammensetning med slike føyelige mikrokuler anvendes i relativt grunne olje-gassbrønnmiljøer (grunnere enn ca. 200 m, korresponderende med et absolutt trykk på 20-30 bar), oppnås en komprimerbar tetningsring med ekstremt gode tetningsegenskaper.
Det observeres at US patentpublikasjonene nr. 4580794,4946737 og 3670091 inneholder beskrivelse av fremgangsmåter for å oppå komprimerbare silikonsammensetninger som inneholder føyelige mikrokuler.
De tilsatsherdende silikonsammensetninger i henhold til foreliggende oppfinnelse kan også fremstilles som harde, klebrige harpikser.
En anvendelse av et slikt system kan være som et sandkonsolideringsmiddel for å holde igjen produksjonen av sand i gass- og oljebrønner, hvilken skriver seg fra lettsmuldrende til ukonsoliderte sandstenreservoarer.
De tilsatsherdende silikonsammensetninger i henhold til den foreliggende oppfinnelse er gode erstatninger for de eksisterende epoksyharpikser som er begrenset med hensyn til evnen til å styre reaksjonskinetikken og som har et giftighetsnivå som kan bli mindre akseptert for ned-i-hulls-anvendelser.
Temperaturene som anvendes ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse avhenger i en viss grad av den bestemte anvendelse som er forventet. Temperaturene kan spenne fra mellom omgivelsestemperatur og 180 °C. Hensiktsmessig kan temperaturer opp til 150 °C anvendes. Gode resultater er blitt oppnådd ved bruk av temperaturer mellom 40 og 70 °C.
De spesifikke sammensetninger kan testes i en storskalagassinnstrømningsrigg som er blitt beskrevet i detalj i publikasjonen G.M. Bol, M.G.R. Bosma, P.M.T. Reijring og J.P.M. van Vliet: "Cementing: How to achieve Zonal Isolation", presentert ved den 79. OMC (1997 Offshore Mediterranean Conference), holdt i Ravenna, Italia (19.-23. mars 1997) og innbefattet her for henvisning. Utstyret omfattet i hovedsak en fire meter høy, 17,8 x 12,7 cm (7 x 5 tommer) opplegg med stålfdringsrør og ringrom pluss et 50 cm høyt simulert permeabelt (3000 mD) reservoar. Utstyret kan opereres ved trykk opp til 6 bar (g) og 80 °C. Gjennombruddet av gass ved denne evaluering for dynamisk gasstetningsevne under herding av en sement (eller et annet materiale) monitoreres med strømningsomformere, og i tillegg er trykkomformere og temperaturomformere plassert ekvidistant over høyden av kolonnen. Et typisk eksperiment utføres ved å påføre og å opprettholde en veldefinert overbalanse mellom trykket i sementkolonnen og "reservoaret", og å monitorere de avhengige parametre (strømning, trykk og temperatur) over tiden.
Det er også mulig å benytte en statisk type av testutstyr, f.eks. som beskrevet i publikasjonen SPE 1376 presentert av P.A. Parceveaux og P.H. Sault ved den 59. årlige Technical Conference and Exhibition i Houston, Texas (16.-19.) september 1984), med tittel "Cement Shrinkage and Elasticity: A new Approach for a Good Zonal Isolation". Testutstyret er i hovedsak et høytrykks-gassinnstrømningsapparat som kan opereres ved opp til 200 bar og 150 °C, og omfattende en sylinder hvor passende indre bestanddeler kan simuleres, slik som plugger eller foring/ringrom-konfigurasjoner. Vanligvis blir en sement (eller et annet materiale) herdet inne i sylinderen ved statiske betingelser (dvs. uten differansetrykk). Sementen er enten til stede som en blanding med silikongummien som definert i henhold til den foreliggende oppfinnelse, eller det er lag på toppen derav (sett i retning av gasstrømningen) av en tetning produsert med den tilsatsherdende silikonsammensetning i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Deretter blir den mulige igangsettelse av en gasslekkasje monitorert ved å påføre økende differansetrykk over pluggen eller foring/ringromkonfigurasjonen. For å kalibrere testutstyret kan det gjøres bruk av standard sementsammensetninger.
Oppfinnelsen vil nå illustreres nærmere ved hjelp av de følgende, ikke-begrensende eksempler.
Eksempel 1
Seks eksperimenter ble gjennomført i det statiske testutstyr som er beskrevet ovenfor, ved bruk av en 7 tommers (17,78 cm) pluggkonfigurasjon. I Tabell 1 nedenfor er det oppgitt sammensetningene for hvert av systemene som ble testet sammen med herdebetingelsene som ble anvendt og gasstetningsytelsen som ble observert (uttrykt som "feilingstrykk"). Sammensetning A betegner Dow Corning og sammensetning B betegner Dow Corning 3-4225. Forholdene som er oppgitt i
Tabellen er etter vekt.
De eksperimentelle resultater viser den markerte forbedring av gasstetning som ble tilveiebragt ved bruk av en blanding av en standardsement og en tilsatsherdende silikonsammensetning, og særlig ved anvendelse av slike sammensetninger i plugger av sandwich-type. Et feltforsøk ved bruk av en plugg basert på en sammensetning A/Klasse G sement ble utført med suksess (ingen gasslekkasje ble observert etter seks måneders operasjon, testen pågår).
Eksempel 2
Fire eksperimenter ble gjennomført i testutstyret referert til i Eksempel 1, ved bruk av en 7 x 5 tommers (17,78 cm x 12,70 cm) ringpluggkonfigurasjon. I Tabell 2 nedenfor er sammensetningene oppgitt for hver av systemene som ble testet sammen med herdebetingelsene som ble anvendt og gasstetningsytelsen som ble observert (uttrykt som: "Feilingstrykk"). Sammensetning C betegner Dow Corning 3-4232 og Sammensetning B er som beskrevet i Eksempel 1. De oppgitte forhold er etter vekt.
Fra de eksperimentelle resultater fremgår det klart at imponerende resultater er blitt oppnådd ved bruk av Sammensetning B under en sement/ringromplugg.
Eksempel 3
Herdeoppførselen til Sammensetningene A og B, hvilke er referert til ovenfor, og til sandwich-sammensetningene inneholdende dem, ble bestemt i et standard API sementkonsistometer (Nowsco PC-10), operert ved lav hastighet (2 r/min) og med en modifisert spindel (12 mm, ingen tilkoblinger). Det ble funnet reproduserbare herderater ved bruk av dette oppsett. Innvirkningen av kommersielt tilgjengelige retardasjonssammensetninger ble også testet. Det ble funnet at herdetidene hensiktsmessig kan justeres, hvilket gjør slike sammensetninger attraktive.
Vedrørende de reologiske egenskaper ble det funnet at de tokomponent-RTV-systemene referert til ovenfor fremviser en potenslov-oppførsel når de underkastes lave skjærrater (opp til 6 per sekund) og en Newton-oppførsel når de underkastes høyere skjærrater (over 20 per sekund), hvilket gjør dem utmerket egnede for kveilerørsoperasjoner (hvilket ikke er tilfellet med kondensasjonstypen av tetninger).
Claims (16)
1. Fremgangsmåte for utøvelse av brønnkonstruksjon, -reparasjon og/eller - stenging, omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning,
karakterisert ved at silikonsammensetningen injiseres som en lawiskositet tokomponentsammensetning i brønnen for å danne et elastisk materiale av gummitype i og/eller omkring brønnen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den omfatter å isolere en sone eller å erstatte en skadet eller korrodert foring ved å plassere en to-komponent romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning i brønnen og å la den danne et elastisk materiale av gummitype.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den omfatter å utbalansere ringrom (gass)trykket i olje-og/eller gassbrønner ved å tette av det aktuelle ringrom ved å injisere en tokomponent-romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning inn i ringrommet og å la sammensetningen danne en seig viskoelastisk silikongelplugg.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,
karakterisert ved at den omfatter å spyle en saltløsning inn i ringrommet for å utbalansere ringromfluidkolonnen mot det eksisterende reservoartrykk etter at den viskoelastiske plugg er blitt dannet.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den omfatter å avstenge utvannede eller utgassede soner i et oljereservoar ved å plugge slike soner med et ugjennomtrengelig silikongelsystem som initialt presses inn i den porøse sone som tokomponent-romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning som deretter får danne en ugjennomtrengelig barriere mot vann- eller gasstrøm.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den omfatter å forhindre og/eller å styre gassinnstrømningen til en seksjon i en olje/gassbrønn under primærsementering, ved bruk av en tokomponent-romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning som et trykkinjeksjonsfluid inn i brønnen, etter å ha plassert en foring, og å påføre et forutbestemt trykk for å presse pressefluidet radielt inn i gjennomtrengelige formasjoner i brannveggen, for å danne en spylet sone med redusert permeabilitet for gasser, etterfulgt av en ringromtetning av sementtype.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert ved at den omfatter bruk av en ringromtetning av sementtype hvor den sementholdige komponent også inneholder en tokomponent-romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den omfatter å benytte den tokomponent-romtemperaturvulkaniserbare silikonsammensetning for å danne en silikongummipakning.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den omfatter bruk av en tokomponentrom-temperaturvulkaniserbar silikonsammensetning for å fylle eksterne foringspakninger.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at omfatter å danne en midlertidig eller permanent plugg i et borehull i én eller flere undergrunnsformasjoner gjennomhullet av borehullet, omfattende enten å plassere en blanding av en sement og en tilsatsherdende silikonsammensetning i den ene eller flere undergrunnsformasjoner eller i borehullet ved et bestemt sted eller å plassere en tilsatsherdende silikonsammensetning under eller på toppen av en eksisterende ikke gasstett plugg, og å Ia silikonsammensetningen herde for derved å produsere en gasstett plugg.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10,
karakterisert ved at den omfatter bruk av en silikonsammensetning og en sement hvorved silikon/sementvektforholdet er mellom 5:1 og 0,5:1, fortrinnsvis mellom 3:1 og 1:1.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10 eller 11,
karakterisert ved at den omfatter bruk av en Portland-sement som sementkomponenten i silikon/sementblandingen.
13. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av kravene 10 til 12, karakterisert ved at den omfatter å gjennomføre fremstilling av den gasstette plugg ved en temperatur i området mellom omgivelsestemperatur og 180 °C, hensiktsmessig opp til 150 °C, og især mellom 40 og 70 °C.
14. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av kravene 1 til 13, karakterisert ved at den omfatter i tillegg å benytte et retardasjonsmiddel eller en akselerator for å påvirke herdingsoppførselen til silikonsammensetningen.
15. Fremgangsmåte ifølge ett eller flere av kravene 10 til 14, karakterisert ved at den omfatter bruk av en romtemperaturvulkaniserende silikongummi eller romtemperaturvulkaniserende fluorholdig silikongummi.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15,
karakterisert ved at den omfatter bruk av en tokomponent-silikonsammensetning.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP98301423 | 1998-02-26 | ||
PCT/EP1999/001281 WO1999043923A1 (en) | 1998-02-26 | 1999-02-24 | Compositions for use in well construction, repair and/or abandonment |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20004283L NO20004283L (no) | 2000-08-25 |
NO20004283D0 NO20004283D0 (no) | 2000-08-25 |
NO318614B1 true NO318614B1 (no) | 2005-04-18 |
Family
ID=8234687
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20004283A NO318614B1 (no) | 1998-02-26 | 2000-08-25 | Fremgangsmate omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning ved bronnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging. |
Country Status (15)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6196316B1 (no) |
EP (1) | EP1060325B1 (no) |
CN (1) | CN1098404C (no) |
AR (1) | AR014644A1 (no) |
AU (1) | AU749044B2 (no) |
BR (1) | BR9908265A (no) |
CA (1) | CA2320711C (no) |
DE (1) | DE69914461T2 (no) |
EA (1) | EA002488B1 (no) |
GC (1) | GC0000046A (no) |
ID (1) | ID25485A (no) |
MY (1) | MY122420A (no) |
NO (1) | NO318614B1 (no) |
TR (1) | TR200003013T2 (no) |
WO (1) | WO1999043923A1 (no) |
Families Citing this family (106)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2384502B (en) | 1998-11-16 | 2004-10-13 | Shell Oil Co | Coupling an expandable tubular member to a preexisting structure |
US6823937B1 (en) | 1998-12-07 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Wellhead |
US7357188B1 (en) | 1998-12-07 | 2008-04-15 | Shell Oil Company | Mono-diameter wellbore casing |
US7231985B2 (en) | 1998-11-16 | 2007-06-19 | Shell Oil Company | Radial expansion of tubular members |
US6557640B1 (en) | 1998-12-07 | 2003-05-06 | Shell Oil Company | Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel |
US7121352B2 (en) | 1998-11-16 | 2006-10-17 | Enventure Global Technology | Isolation of subterranean zones |
GB2344606B (en) | 1998-12-07 | 2003-08-13 | Shell Int Research | Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member |
US7363984B2 (en) | 1998-12-07 | 2008-04-29 | Enventure Global Technology, Llc | System for radially expanding a tubular member |
AU3792000A (en) | 1998-12-07 | 2000-12-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel |
US7552776B2 (en) | 1998-12-07 | 2009-06-30 | Enventure Global Technology, Llc | Anchor hangers |
US7195064B2 (en) | 1998-12-07 | 2007-03-27 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
US7185710B2 (en) | 1998-12-07 | 2007-03-06 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
US6739392B2 (en) | 1998-12-07 | 2004-05-25 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
US6429784B1 (en) * | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
AU770359B2 (en) | 1999-02-26 | 2004-02-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Liner hanger |
US7055608B2 (en) | 1999-03-11 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore |
CA2306656C (en) | 1999-04-26 | 2006-06-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Expandable connector for borehole tubes |
GB9912653D0 (en) * | 1999-05-28 | 1999-07-28 | Dow Corning Sa | Organosilicon composition |
US7350563B2 (en) | 1999-07-09 | 2008-04-01 | Enventure Global Technology, L.L.C. | System for lining a wellbore casing |
AU783245B2 (en) | 1999-11-01 | 2005-10-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore casing repair |
US7234531B2 (en) | 1999-12-03 | 2007-06-26 | Enventure Global Technology, Llc | Mono-diameter wellbore casing |
WO2001090531A1 (en) | 2000-05-22 | 2001-11-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for plugging a well with a resin |
US7100684B2 (en) | 2000-07-28 | 2006-09-05 | Enventure Global Technology | Liner hanger with standoffs |
CA2416573A1 (en) | 2000-09-18 | 2002-03-21 | Shell Canada Ltd | LOST COLUMN SUSPENSION INCLUDING A SLEEVE VALVE |
US7100685B2 (en) | 2000-10-02 | 2006-09-05 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
WO2002029199A1 (en) | 2000-10-02 | 2002-04-11 | Shell Oil Company | Method and apparatus for casing expansion |
CA2428819A1 (en) | 2001-01-03 | 2002-07-11 | Enventure Global Technology | Mono-diameter wellbore casing |
EP1402213B1 (en) * | 2001-07-03 | 2017-10-18 | FMC Technologies, Inc. | High temperature silicone based subsea insulation |
AU2002318438A1 (en) | 2001-07-06 | 2003-01-21 | Enventure Global Technology | Liner hanger |
MY135121A (en) | 2001-07-18 | 2008-02-29 | Shell Int Research | Wellbore system with annular seal member |
US7258168B2 (en) | 2001-07-27 | 2007-08-21 | Enventure Global Technology L.L.C. | Liner hanger with slip joint sealing members and method of use |
GB2396639B (en) | 2001-08-20 | 2006-03-08 | Enventure Global Technology | An apparatus for forming a wellbore casing by use of an adjustable tubular expansion cone |
US7546881B2 (en) | 2001-09-07 | 2009-06-16 | Enventure Global Technology, Llc | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
GB2396646B (en) | 2001-09-07 | 2006-03-01 | Enventure Global Technology | Adjustable expansion cone assembly |
WO2003042487A2 (en) | 2001-11-12 | 2003-05-22 | Enventure Global Technlogy | Mono diameter wellbore casing |
EP1316540A3 (en) * | 2001-12-03 | 2010-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well cement compositions |
US6601647B2 (en) | 2001-12-03 | 2003-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, well cement compositions and lightweight additives therefor |
US7290605B2 (en) | 2001-12-27 | 2007-11-06 | Enventure Global Technology | Seal receptacle using expandable liner hanger |
WO2004018824A2 (en) | 2002-08-23 | 2004-03-04 | Enventure Global Technology | Magnetic impulse applied sleeve method of forming a wellbore casing |
WO2004027786A2 (en) | 2002-09-20 | 2004-04-01 | Enventure Global Technology | Protective sleeve for expandable tubulars |
BRPI0307686B1 (pt) | 2002-02-15 | 2015-09-08 | Enventure Global Technology | aparelho para formar um revestimento do furo de poço em um furo de sondagem, método e sistema para formar um revestimento de furo de poço em uma formação subterrânea, e, revestimento de furo de poço posicionado em um furo de sondagem dentro de uma formação subterrânea |
US6644405B2 (en) | 2002-03-21 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storable water-microsphere suspensions for use in well cements and methods |
US20030181542A1 (en) * | 2002-03-21 | 2003-09-25 | Vijn Jan Pieter | Storable water-silica suspensions and methods |
US6739414B2 (en) | 2002-04-30 | 2004-05-25 | Masi Technologies, L.L.C. | Compositions and methods for sealing formations |
WO2003102365A1 (en) | 2002-05-29 | 2003-12-11 | Eventure Global Technology | System for radially expanding a tubular member |
GB2418941B (en) | 2002-06-10 | 2006-09-06 | Enventure Global Technology | Mono diameter wellbore casing |
US6516883B1 (en) * | 2002-07-25 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing pipe in well bores and low density cement compositions therefor |
US7452849B2 (en) * | 2002-07-31 | 2008-11-18 | Dow Corning Corporation | Silicone resin for drilling fluid loss control |
AU2003259865A1 (en) | 2002-08-23 | 2004-03-11 | Enventure Global Technology | Interposed joint sealing layer method of forming a wellbore casing |
BR0314627A (pt) | 2002-09-20 | 2005-07-26 | Enventure Global Technology | Tampão de fundo para uso em conexão com um aparelho para formar um encamisamento de furo de poço de diâmetro único, aparelho conectável a uma tubulação de perfuração para formar um encamisamento de furo de poço de diâmetro único, e, método para formar um encamisamento de furo de poço de diâmetro único |
GB2410280B (en) | 2002-09-20 | 2007-04-04 | Enventure Global Technology | Self-lubricating expansion mandrel for expandable tubular |
US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
US7438133B2 (en) | 2003-02-26 | 2008-10-21 | Enventure Global Technology, Llc | Apparatus and method for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
JP2006517011A (ja) | 2003-01-27 | 2006-07-13 | エンベンチャー グローバル テクノロジー | 管状部材放射状拡大用潤滑システム |
GB2398582A (en) | 2003-02-20 | 2004-08-25 | Schlumberger Holdings | System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore |
US20050166387A1 (en) | 2003-06-13 | 2005-08-04 | Cook Robert L. | Method and apparatus for forming a mono-diameter wellbore casing |
US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
US6983800B2 (en) * | 2003-10-29 | 2006-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, cement compositions and oil suspensions of powder |
US20050241538A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads |
US20050241545A1 (en) * | 2004-04-28 | 2005-11-03 | Vargo Richard F Jr | Methods of extending the shelf life of and revitalizing lightweight beads for use in cement compositions |
GB2432866A (en) | 2004-08-13 | 2007-06-06 | Enventure Global Technology | Expandable tubular |
US7373981B2 (en) * | 2005-02-14 | 2008-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing with lightweight cement compositions |
US7398827B2 (en) * | 2005-03-11 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for high temperature lightweight cementing |
US7390356B2 (en) * | 2005-03-11 | 2008-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for high temperature lightweight cementing |
US20120328377A1 (en) * | 2005-09-09 | 2012-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin-Based Sealant Compositions Comprising Cement Kiln Dust and Methods of Use |
US9676989B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions comprising cement kiln dust and tire-rubber particles and method of use |
US9809737B2 (en) | 2005-09-09 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use |
US8672028B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising interground perlite and hydraulic cement |
US8876437B2 (en) | 2007-04-27 | 2014-11-04 | M-I L.L.C. | Use of elastomers to produce gels for treating a wellbore |
MX2009011402A (es) * | 2007-04-27 | 2009-12-07 | Mi Llc | Uso de elastomeros liquidos curables para producir geles para tratar una perforacion. |
US20110203795A1 (en) * | 2010-02-24 | 2011-08-25 | Christopher John Murphy | Sealant for forming durable plugs in wells and methods for completing or abandoning wells |
BR112013003533A2 (pt) * | 2010-08-18 | 2016-06-28 | Prad Res & Dev Ltd | método para ajustar as propriedades de expansão térmica linear de uma pasta de cimento para a colocação em um poço subterrâneo tendo pelo menos uma coluna de revestimento, uso de um material carbonáceo e método para controlar tensões térmicas e mecânicas em um revestimento de cimento em um poço subterrâneo |
US8490707B2 (en) | 2011-01-11 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers |
US8935106B2 (en) * | 2011-10-28 | 2015-01-13 | Adalet/Scott Fetzer Company | Pipeline hydrostatic testing device |
RU2515675C1 (ru) * | 2013-04-11 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину |
BR112016029819B1 (pt) | 2014-06-25 | 2022-05-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Sistema e método para criar uma conexão tubular de vedação em um furo de poço |
US10036235B2 (en) | 2014-06-25 | 2018-07-31 | Shell Oil Company | Assembly and method for expanding a tubular element |
CN105315978B (zh) * | 2014-07-28 | 2018-06-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种固井用油基泥浆冲洗液及制备方法 |
WO2016023864A1 (en) | 2014-08-13 | 2016-02-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Assembly and method for creating an expanded tubular element in a borehole |
US10480287B2 (en) | 2014-12-12 | 2019-11-19 | Carboline Company | Epoxy-based subsea insulation material |
CN106285556A (zh) * | 2015-05-12 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 固井胶塞和应用其的固井方法以及分段压裂装置 |
CN106481307A (zh) * | 2015-08-24 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多层系差异化封堵的方法 |
US9631459B2 (en) | 2015-09-22 | 2017-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore dynamic top kill with inserted conduit |
US10006265B2 (en) | 2015-09-22 | 2018-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Polymer plugs for well control |
US10087697B2 (en) | 2015-09-22 | 2018-10-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore dynamic top kill |
US10287849B2 (en) | 2015-10-19 | 2019-05-14 | Exxonmobil Upstream Resarch Company | Subsea well control system |
AU2017217194B2 (en) | 2016-02-08 | 2019-03-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for providing zonal isolation in an underground wellbore |
BR112019009296A2 (pt) | 2016-11-11 | 2019-07-30 | Shell Int Research | processo para preparar composição sólida de cimento, composição sólida de cimento, e, uso da composição sólida de cimento. |
WO2019016304A1 (en) | 2017-07-20 | 2019-01-24 | Danmarks Tekniske Universitet | RAPID-TAKING ELASTOMER SHUTTER COMPOSITION |
CN110359879B (zh) * | 2018-03-26 | 2021-11-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种废弃井封堵方法 |
CN108358664B (zh) * | 2018-05-07 | 2021-04-02 | 绥中大地丰源建材有限公司 | 一种利用粉煤灰制作的胶凝材料及其制备方法 |
US10696888B2 (en) | 2018-08-30 | 2020-06-30 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation material compositions and methods of isolating a lost circulation zone of a wellbore |
US11352541B2 (en) | 2018-08-30 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing compositions and methods of sealing an annulus of a wellbore |
US11168243B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-11-09 | Saudi Arabian Oil Company | Cement compositions including epoxy resin systems for preventing fluid migration |
CN110453707B (zh) * | 2019-08-18 | 2021-03-23 | 杨树东 | 一种高压降水井自密封防水结构及其施工方法 |
CN110600901B (zh) * | 2019-08-26 | 2021-07-30 | 南方电网科学研究院有限责任公司 | 一种深井接地极及深井接地极监控系统 |
NL2023940B1 (en) | 2019-10-02 | 2021-05-31 | Filoform Bv | Method for plugging wellbores in the earth |
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 |
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 |
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 |
CN113586004B (zh) * | 2020-04-30 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储气库废井的封堵方法 |
CN112412393A (zh) * | 2020-10-19 | 2021-02-26 | 四川盐业地质钻井大队 | 盐卤天然气废井压差分段封堵工艺 |
CN112253039B (zh) * | 2020-10-21 | 2022-08-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高油气井化学堵漏树脂类钻塞效率的工艺方法 |
CN112324377B (zh) * | 2020-11-25 | 2023-12-12 | 山东海洋工程装备有限公司 | 用于深海无钻机永久弃井的井下作业工具及作业方法 |
US11827841B2 (en) | 2021-12-23 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of treating lost circulation zones |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR325541A (fr) | 1902-10-22 | 1903-05-01 | Beyer Friedrich | Système de crachoir de poche |
US3476189A (en) * | 1964-03-26 | 1969-11-04 | Shell Oil Co | Method for consolidating a permeable mass |
US3616858A (en) * | 1970-04-14 | 1971-11-02 | Pan American Petroleum Corp | Method for plugging gas zones with silicone foams |
US3670091A (en) | 1971-05-20 | 1972-06-13 | Sqrague Electric Co | Encapsulated electrical components with protective pre-coat containing collapsible microspheres |
US4331722A (en) * | 1980-12-11 | 1982-05-25 | Packo Industries, Inc. | Sealing leaks by polymerization of volatilized organosilane monomers |
DE3423608A1 (de) * | 1984-06-27 | 1986-01-02 | Th. Goldschmidt Ag, 4300 Essen | Fluoralkylsilane oder -siloxane, deren herstellung und verwendung |
US4580794A (en) * | 1984-11-16 | 1986-04-08 | Jamak, Inc. | Silicon rubber gasket and material |
US4862967A (en) * | 1986-05-12 | 1989-09-05 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of employing a coated elastomeric packing element |
US4793409A (en) * | 1987-06-18 | 1988-12-27 | Ors Development Corporation | Method and apparatus for forming an insulated oil well casing |
US4946737A (en) | 1987-09-03 | 1990-08-07 | Armstrong World Industries, Inc. | Gasket composition having expanded microspheres |
US5159980A (en) * | 1991-06-27 | 1992-11-03 | Halliburton Company | Well completion and remedial methods utilizing rubber latex compositions |
US5484020A (en) | 1994-04-25 | 1996-01-16 | Shell Oil Company | Remedial wellbore sealing with unsaturated monomer system |
US5656710A (en) * | 1995-06-07 | 1997-08-12 | Loctite Corporation | Low viscosity silicone sealant |
US5571318A (en) * | 1995-08-31 | 1996-11-05 | Halliburton Company | Well cementing methods and compositions for use in cold environments |
US5595826A (en) * | 1995-10-11 | 1997-01-21 | Dow Corning Corporation | Curable organopolysiloxane compositions with improved adhesion |
US5836390A (en) * | 1995-11-07 | 1998-11-17 | The Regents Of The University Of California | Method for formation of subsurface barriers using viscous colloids |
DE19545365A1 (de) * | 1995-12-05 | 1997-06-12 | Wacker Chemie Gmbh | Verfahren zur Herstellung lagerstabiler oxidische verstärkende Füllstoffe enthaltender Organopolysiloxanzusammensetzungen |
US5795924A (en) * | 1996-07-01 | 1998-08-18 | Halliburton Company | Resilient well cement compositions and methods |
US5712314A (en) * | 1996-08-09 | 1998-01-27 | Texaco Inc. | Formulation for creating a pliable resin plug |
-
1999
- 1999-02-21 GC GCP199993 patent/GC0000046A/xx active
- 1999-02-24 MY MYPI99000658A patent/MY122420A/en unknown
- 1999-02-24 AR ARP990100755A patent/AR014644A1/es unknown
- 1999-02-24 WO PCT/EP1999/001281 patent/WO1999043923A1/en active IP Right Grant
- 1999-02-24 TR TR2000/03013T patent/TR200003013T2/xx unknown
- 1999-02-24 EP EP99914459A patent/EP1060325B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-24 CN CN99803335A patent/CN1098404C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-24 AU AU33277/99A patent/AU749044B2/en not_active Expired
- 1999-02-24 CA CA002320711A patent/CA2320711C/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-24 BR BR9908265-9A patent/BR9908265A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-02-24 EA EA200000883A patent/EA002488B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-02-24 ID IDW20001628A patent/ID25485A/id unknown
- 1999-02-24 DE DE69914461T patent/DE69914461T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1999-02-26 US US09/258,856 patent/US6196316B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-08-25 NO NO20004283A patent/NO318614B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1098404C (zh) | 2003-01-08 |
EP1060325B1 (en) | 2004-01-28 |
WO1999043923A1 (en) | 1999-09-02 |
NO20004283L (no) | 2000-08-25 |
AR014644A1 (es) | 2001-03-28 |
TR200003013T2 (tr) | 2001-01-22 |
CA2320711A1 (en) | 1999-09-02 |
BR9908265A (pt) | 2000-10-31 |
AU3327799A (en) | 1999-09-15 |
DE69914461D1 (de) | 2004-03-04 |
NO20004283D0 (no) | 2000-08-25 |
DE69914461T2 (de) | 2004-11-25 |
EA200000883A1 (ru) | 2001-02-26 |
CN1292059A (zh) | 2001-04-18 |
MY122420A (en) | 2006-04-29 |
CA2320711C (en) | 2007-02-13 |
AU749044B2 (en) | 2002-06-20 |
ID25485A (id) | 2000-10-05 |
EP1060325A1 (en) | 2000-12-20 |
EA002488B1 (ru) | 2002-06-27 |
US6196316B1 (en) | 2001-03-06 |
GC0000046A (en) | 2004-06-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO318614B1 (no) | Fremgangsmate omfattende bruk av en tilsatsherdende, romtemperaturvulkaniserbar silikonsammensetning ved bronnkonstruksjon, -reparasjon og/eller -stenging. | |
US5712314A (en) | Formulation for creating a pliable resin plug | |
US10000685B2 (en) | Traceable polymeric additives for use in subterranean formations | |
US7669653B2 (en) | System and method for maintaining zonal isolation in a wellbore | |
RU2108445C1 (ru) | Способ восстановления герметичности заколонного пространства | |
US5779787A (en) | Well cement compositions containing rubber particles and methods of cementing subterranean zones | |
US10125302B2 (en) | Self-healing cement comprising polymer capable of swelling in gaseous environment | |
CA2978690C (en) | Method of forming a subterranean gas storage vessel | |
NO319051B1 (no) | Fremgangsmate for sementering av et borehull | |
EP0520839A1 (en) | Method of forming rubber plug in a well or formation | |
EP1394133A2 (en) | Borehole cement composition | |
GB2363810A (en) | A method of stabilizing a wellbore wall | |
RU2209928C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения в скважине | |
US10294406B2 (en) | Sealant composition for use in subterranean formations | |
RU2153571C2 (ru) | Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины |