RU2019122153A - Набухающие пакеры и способы активации набухающих пакеров в скважинной среде - Google Patents
Набухающие пакеры и способы активации набухающих пакеров в скважинной среде Download PDFInfo
- Publication number
- RU2019122153A RU2019122153A RU2019122153A RU2019122153A RU2019122153A RU 2019122153 A RU2019122153 A RU 2019122153A RU 2019122153 A RU2019122153 A RU 2019122153A RU 2019122153 A RU2019122153 A RU 2019122153A RU 2019122153 A RU2019122153 A RU 2019122153A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- acid
- substituted
- bore
- swollen
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 18
- 230000008961 swelling Effects 0.000 title claims 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 title 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 18
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 18
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 11
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims 9
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims 9
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 8
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 7
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims 6
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims 6
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims 3
- -1 comonomer Substances 0.000 claims 3
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims 3
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims 3
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N ethyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound CCOC(=O)C(C)O LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N methyl formate Chemical compound COC=O TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 125000006724 (C1-C5) alkyl ester group Chemical group 0.000 claims 1
- JGJDTAFZUXGTQS-UHFFFAOYSA-N 2-(2-formyloxyethoxy)ethyl formate Chemical compound O=COCCOCCOC=O JGJDTAFZUXGTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- UKQJDWBNQNAJHB-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl formate Chemical compound OCCOC=O UKQJDWBNQNAJHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- LPEKGGXMPWTOCB-UHFFFAOYSA-N 8beta-(2,3-epoxy-2-methylbutyryloxy)-14-acetoxytithifolin Natural products COC(=O)C(C)O LPEKGGXMPWTOCB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- UXDDRFCJKNROTO-UHFFFAOYSA-N Glycerol 1,2-diacetate Chemical compound CC(=O)OCC(CO)OC(C)=O UXDDRFCJKNROTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims 1
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 claims 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- ODQWQRRAPPTVAG-GZTJUZNOSA-N doxepin Chemical compound C1OC2=CC=CC=C2C(=C/CCN(C)C)/C2=CC=CC=C21 ODQWQRRAPPTVAG-GZTJUZNOSA-N 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 229940116333 ethyl lactate Drugs 0.000 claims 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims 1
- WBJINCZRORDGAQ-UHFFFAOYSA-N formic acid ethyl ester Natural products CCOC=O WBJINCZRORDGAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims 1
- 229940057867 methyl lactate Drugs 0.000 claims 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 claims 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 claims 1
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical compound O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 claims 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- 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
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/02—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground by explosives or by thermal or chemical means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Fish Paste Products (AREA)
- Treatments Of Macromolecular Shaped Articles (AREA)
Claims (91)
1. Способ изготовления набухающего пакера в скважинной среде, включающий:
введение состава для обработки приствольной зоны, содержащего полимерную композицию, в ствол скважины в скважинной среде, причем полимерная композиция содержит продукт реакции по меньшей мере:
мономера, имеющего химическую формулу:
где:
каждый R1 независимо друг от друга является C1-C10 алкилом,
R2 является замещенной или незамещенной линейной, разветвленной, циклической, гетероциклической или ароматической гидрокарбильной группой, и
m является целым числом в диапазоне от 1 до 5;
сомономера, имеющего химическую формулу:
R3-CH=CH2,
где:
R3 является замещенной или незамещенной линейной, разветвленной, циклической, гетероциклической или ароматической гидрокарбильной группой; и
сшивающего агента, имеющего химическую формулу:
где:
каждый R4 независимо друг от друга является замещенной или незамещенной линейной, разветвленной, циклической, гетероциклической или ароматической гидрокарбильной группой; и
n является целым числом в диапазоне от 1 до 5; и
подвергание полимерной композиции воздействию кислоты, чтобы образовать набухший полимерный материал в скважинной среде.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что скважинная среда включает пласт, содержащий канал, причем набухший полимерный материал находится в контакте с пластом в канале и образует пробку, блокирующую сообщение по текучей среде между каналом и стволом скважины.
3. Способ по п. 2, дополнительно включающий подвергание набухшего полимера воздействию щелочного агента, чтобы уменьшить набухание набухшего полимера и открыть сообщение по текучей среде между каналом и стволом скважины.
4. Способ по п. 2, дополнительно включающий подвергание набухшего полимера воздействию окисляющим агентом, чтобы разделить набухший полимер на более мелкие части и открыть сообщение по текучей среде между каналом и стволом скважины.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что мономер имеет химическую формулу:
где:
каждый R1 независимо друг от друга является C1-C5 алкилом, и
R2 является C1-C5 алкилом, фенилом или арилом.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что каждый R1 и R2 независимо друг от друга является C1-C3 алкилом, причем R3 является фенилом, арилом или С1-С10 алкилом.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что сшивающий агент имеет химическую формулу:
где каждый R4 независимо друг от друга является C1-C5 алкилом, фенилом или арилом.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полимерную композицию получают путем реакции:
от около 65% мол. до около 90% мол. мономера,
от около 10% мол. до около 30% мол. сомономера и
от около 0,5% мол. до около 5% мол. сшивающего агента.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полимерную композицию получают путем реакции мономера, сомономера, сшивающего агента и радикального инициатора.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что кислота включает органическую кислоту, а полимерная композиция подвергается воздействию органической кислоты с образованием набухшего полимерного материала.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что органическую кислоту получают в условиях пласта в скважинной среде и в присутствии полимерной композиции.
12. Способ изготовления набухающего пакера в скважинной среде, включающий:
введение состава для обработки приствольной зоны, содержащего полимерную композицию и предшественник кислоты, в ствол скважины в скважинной среде, причем полимерная композиция содержит продукт реакции по меньшей мере:
мономера, имеющего химическую формулу:
где:
каждый R1 независимо друг от друга является C1-C10 алкилом,
R2 является замещенной или незамещенной линейной, разветвленной, циклической, гетероциклической или ароматической гидрокарбильной группой, и
m является целым числом в диапазоне от 1 до 5;
сомономера, имеющего химическую формулу:
R3-CH=CH2,
где:
R3 является замещенной или незамещенной линейной, разветвленной, циклической, гетероциклической или ароматической гидрокарбильной группой; и
сшивающего агента, имеющего химическую формулу:
где:
каждый R4 независимо друг от друга является замещенной или незамещенной линейной, разветвленной, циклической, гетероциклической или ароматической гидрокарбильной группой; и
n является целым числом в диапазоне от 1 до 5; и
образование кислоты из предшественника кислоты в скважинной среде; и
подвергание полимерной композиции воздействию кислоты, чтобы образовать набухший полимерный материал в скважинной среде.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что скважинная среда включает пласт, содержащий канал, причем набухший полимерный материал находится в контакте с пластом в канале и образует пробку, блокирующую сообщение по текучей среде между каналом и стволом скважины.
14. Способ по п. 13, дополнительно включающий подвергание набухшего полимера воздействию щелочного агента, чтобы уменьшить набухание набухшего полимера и открыть сообщение по текучей среде между каналом и стволом скважины.
15. Способ по п. 13, дополнительно включающий подвергание набухшего полимера воздействию окисляющим агентом, чтобы разделить набухший полимер на более мелкие части и открыть сообщение по текучей среде между каналом и стволом скважины.
16. Способ по п. 12, отличающийся тем, что предшественник кислоты содержит:
замещенный или незамещенный (С1-С20) сложный гидрокарбильный эфир замещенной или незамещенной (С1-С20) алкановой кислоты;
гомо- или гетероангидрид замещенной или незамещенной (С1-С20) алкановой кислоты; или
их комбинацию.
17. Способ по п. 12, отличающийся тем, что предшественник кислоты содержит:
(С1-С5) сложный алкиловый эфир замещенной или незамещенной (С1-С5) алкановой кислоты;
(С1-С5) сложный алкиловый эфир или ангидрид моно- или полигидроксизамещенной (С1-С5) алкановой кислоты; или
их комбинацию.
18. Способ по п. 12, отличающийся тем, что предшественник кислоты содержит замещенный или незамещенный (C1-С20) сложный гидрокарбильный эфир или ангидрид по меньшей мере одного из: муравьиная кислота, уксусная кислота, молочная кислота, гликолевая кислота, пропионовая кислота или любая их комбинация.
19. Способ по п. 12, отличающийся тем, что предшественник кислоты содержит по меньшей мере одно из: диформиат диэтиленгликоль, моноформиат этиленгликоля, этиллактат, этилформиат, метилформиат, диацетат глицерина, метиллактат или любую их комбинацию.
20. Способ изготовления набухающего пакера в скважинной среде, включающий:
введение состава для обработки приствольной зоны, содержащего полимерную композицию и предшественник кислоты, в ствол скважины в скважинной среде, причем полимерная композиция содержит продукт реакции по меньшей мере:
мономера, имеющего химическую формулу:
где:
каждый R1 независимо друг от друга является C1-C10 алкилом,
R2 является замещенной или незамещенной линейной, разветвленной, циклической, гетероциклической или ароматической гидрокарбильной группой, и
m является целым числом в диапазоне от 1 до 5;
сомономера, имеющего химическую формулу:
R3-CH=CH2,
где:
R3 является замещенной или незамещенной линейной, разветвленной, циклической, гетероциклической или ароматической гидрокарбильной группой; и
сшивающего агента, имеющего химическую формулу:
где:
каждый R4 независимо друг от друга является замещенной или незамещенной линейной, разветвленной, циклической, гетероциклической или ароматической гидрокарбильной группой; и
n является целым числом в диапазоне от 1 до 5; и
образование кислоты из предшественника кислоты в скважинной среде;
подвергание полимерной композиции воздействию кислоты, чтобы образовать набухший полимерный материал в скважинной среде;
образование пробки, содержащей набухший полимерный материал, причем скважинная среда включает пласт, содержащий канал, причем пробка находится в контакте с пластом внутри канала и блокирует сообщение по текучей среде между каналом и стволом скважины;
выполнение процесса бурения или добычи в стволе скважины; и затем
подвергание набухшего полимерного материала воздействию щелочного или окисляющего агента, чтобы удалить пробку и открыть сообщение по текучей среде между каналом и стволом скважины.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201762472432P | 2017-03-16 | 2017-03-16 | |
| US201762472442P | 2017-03-16 | 2017-03-16 | |
| US62/472,442 | 2017-03-16 | ||
| US62/472,432 | 2017-03-16 | ||
| PCT/US2018/018846 WO2018169654A1 (en) | 2017-03-16 | 2018-02-20 | Swellable packers and methods for activating swellable packers in a downhole environment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019122153A3 RU2019122153A3 (ru) | 2021-04-16 |
| RU2019122153A true RU2019122153A (ru) | 2021-04-16 |
Family
ID=63522481
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019122153A RU2019122153A (ru) | 2017-03-16 | 2018-02-20 | Набухающие пакеры и способы активации набухающих пакеров в скважинной среде |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11060374B2 (ru) |
| AU (1) | AU2018236075B2 (ru) |
| GB (1) | GB2574519B (ru) |
| NO (1) | NO20190690A1 (ru) |
| RU (1) | RU2019122153A (ru) |
| WO (1) | WO2018169654A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2020001775A (es) * | 2017-09-19 | 2020-03-24 | Halliburton Energy Services Inc | Mitigacion de la restauracion de presion anular con un sistema de polimero expandible acido. |
| US11286726B2 (en) * | 2019-01-07 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to attain full annular coverage during cementing or mud circulation |
| US11661542B2 (en) | 2020-07-08 | 2023-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli responsive polymers for lost circulation applications |
| US11697757B2 (en) * | 2021-11-23 | 2023-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric swellable scavengers for acidic gases |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4635726A (en) | 1985-05-28 | 1987-01-13 | Texaco Inc. | Method for controlling lost circulation of drilling fluids with water absorbent polymers |
| US5888943A (en) | 1995-06-30 | 1999-03-30 | Baroid Drilling Fluids, Inc. | Drilling compositions and methods |
| US6667279B1 (en) * | 1996-11-13 | 2003-12-23 | Wallace, Inc. | Method and composition for forming water impermeable barrier |
| US6562762B2 (en) | 1998-12-28 | 2003-05-13 | Venture Chemicals, Inc. | Method of and composition for reducing the loss of fluid during well drilling, completion or workover operations |
| US6454003B1 (en) | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| NO312478B1 (no) | 2000-09-08 | 2002-05-13 | Freyer Rune | Fremgangsmåte for å tette ringrom ved oljeproduksjon |
| US7341106B2 (en) | 2005-07-21 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss |
| US8651179B2 (en) | 2010-04-20 | 2014-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable downhole device of substantially constant profile |
| US8685903B2 (en) | 2007-05-10 | 2014-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions and associated methods |
| BRPI0907314B1 (pt) | 2008-04-21 | 2019-04-24 | Nalco Company | Composição de micropartícula polimérica expansível e método para modificar a permeabilidade à água de uma formação subterrânea |
| MX347441B (es) | 2009-06-10 | 2017-04-25 | Conocophillips Co | Polímero expandible con sitios aniónicos. |
| EP2404975A1 (en) * | 2010-04-20 | 2012-01-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Composition for well cementing comprising a compounded elastomer swelling additive |
| US20110290472A1 (en) | 2010-05-27 | 2011-12-01 | Longwood Elastomers, Inc. | Process for manufacturing swellable downhole packers and associated products |
| CA2836582C (en) | 2011-05-20 | 2016-01-05 | M-I L.L.C. | Wellbore fluid used with swellable elements |
| US9556703B2 (en) * | 2012-09-28 | 2017-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable elastomer and its use in acidizing or matrix stimulation |
| US10047268B2 (en) | 2013-05-28 | 2018-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-triggering lost circulation control in carbonate formation |
| US20150275617A1 (en) | 2014-03-26 | 2015-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable downhole packers |
| WO2016022093A1 (en) | 2014-08-04 | 2016-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gas responsive material for swellable packers |
| DK179686B1 (en) * | 2014-09-29 | 2019-03-25 | Halliburton Energy Services | SELF-HEALING CEMENT COMPRISING POLYMER CAPABLE OF SWELLING IN GASEOUS ENVIRONMENT |
| US10385647B2 (en) * | 2015-07-14 | 2019-08-20 | Weir Slurry Group, Inc. | Swellable rubber compositions |
| CA2995332A1 (en) | 2015-09-14 | 2017-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant comprising swellable coating thereon for treatment of subterranean formations |
-
2018
- 2018-02-20 GB GB1907972.2A patent/GB2574519B/en active Active
- 2018-02-20 US US16/480,092 patent/US11060374B2/en active Active
- 2018-02-20 AU AU2018236075A patent/AU2018236075B2/en active Active
- 2018-02-20 RU RU2019122153A patent/RU2019122153A/ru not_active Application Discontinuation
- 2018-02-20 WO PCT/US2018/018846 patent/WO2018169654A1/en not_active Ceased
-
2019
- 2019-05-31 NO NO20190690A patent/NO20190690A1/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20190376363A1 (en) | 2019-12-12 |
| NO20190690A1 (en) | 2019-05-31 |
| WO2018169654A1 (en) | 2018-09-20 |
| RU2019122153A3 (ru) | 2021-04-16 |
| GB201907972D0 (en) | 2019-07-17 |
| AU2018236075A1 (en) | 2019-07-04 |
| US11060374B2 (en) | 2021-07-13 |
| GB2574519B (en) | 2022-04-13 |
| AU2018236075B2 (en) | 2022-04-14 |
| GB2574519A (en) | 2019-12-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2019122153A (ru) | Набухающие пакеры и способы активации набухающих пакеров в скважинной среде | |
| US8563480B2 (en) | Subterranean bridging agents | |
| US7475728B2 (en) | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations | |
| US7096947B2 (en) | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations | |
| US20100252267A1 (en) | Process for treatment of underground formations | |
| US20120157354A1 (en) | Friction reducer | |
| CN109337660B (zh) | 一种低压碳酸盐岩储层气井暂堵修井液及其制备、应用方法 | |
| US20120264655A1 (en) | Thermo-responsive hydrogels and thermo-responsive polymer solutions | |
| CA2576157A1 (en) | Stabilizing crosslinked polymer guars and modified guar derivatives | |
| US20100093891A1 (en) | Self-Viscosifying and Self-Breaking Gels | |
| CN111484578A (zh) | 一种压裂用水溶性aa-am-nvp-ngd四元共聚物暂堵剂及其合成方法 | |
| RU2016119594A (ru) | Флюиды для обработки скважин, содержащие циркониевый сшиватель, и способы их применения | |
| CA2786021A1 (en) | Synthesis of degradable polymers downhole for oilfield applications | |
| CN106349115B (zh) | 一种双苯基疏水单体以及基于该单体的堵漏凝胶 | |
| CN104403645A (zh) | 一种降滤失剂及其制备方法 | |
| CN108456511B (zh) | 一种层内生成co2体系及其应用 | |
| Hu et al. | Poly (vinylidene fluoride‐co‐chlorotrifluoroethylene) Modification via Organocatalyzed Atom Transfer Radical Polymerization | |
| WO2022029692A1 (en) | Compositions and methods for controlled delivery of acid using sulfonate derivatives | |
| CN103724325B (zh) | 制备亚磺酰基-1-氢-苯并咪唑衍生物的方法 | |
| RU2006114167A (ru) | Способ разрыва подземных продуктивных пластов | |
| CN117603066A (zh) | 一种凝胶交联剂、制备方法及其应用 | |
| US11807809B2 (en) | Diluent for solids-control fluid in a wellbore | |
| CN104892845B (zh) | 一种自增粘毛发状聚合物微球的制备方法 | |
| US20160009984A1 (en) | Novel viscous fluids systems from produced and flow back waters | |
| AU2013400112B2 (en) | Compositions for treating subterranean formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA94 | Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees) |
Effective date: 20210628 |