NO176842B - Fremgangsmåte for kontinuerlig fremstilling og suspendering av konsoliderbart, harpiksbelagt, partikkelformig materiale i en gelert, vandig bærervæske - Google Patents
Fremgangsmåte for kontinuerlig fremstilling og suspendering av konsoliderbart, harpiksbelagt, partikkelformig materiale i en gelert, vandig bærervæske Download PDFInfo
- Publication number
- NO176842B NO176842B NO884691A NO884691A NO176842B NO 176842 B NO176842 B NO 176842B NO 884691 A NO884691 A NO 884691A NO 884691 A NO884691 A NO 884691A NO 176842 B NO176842 B NO 176842B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- resin
- aqueous carrier
- gelled
- particulate material
- carrier liquid
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 76
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000000725 suspension Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 title description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 title description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 112
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 112
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 89
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims abstract description 59
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000011342 resin composition Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 40
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 28
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 22
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 17
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 10
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 8
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 8
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 8
- YSUQLAYJZDEMOT-UHFFFAOYSA-N 2-(butoxymethyl)oxirane Chemical compound CCCCOCC1CO1 YSUQLAYJZDEMOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 7
- GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N diglycidyl ether Chemical compound C1OC1COCC1CO1 GYZLOYUZLJXAJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 7
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 7
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 7
- YBRVSVVVWCFQMG-UHFFFAOYSA-N 4,4'-diaminodiphenylmethane Chemical compound C1=CC(N)=CC=C1CC1=CC=C(N)C=C1 YBRVSVVVWCFQMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000004982 aromatic amines Chemical class 0.000 claims description 6
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- WZCQRUWWHSTZEM-UHFFFAOYSA-N 1,3-phenylenediamine Chemical compound NC1=CC=CC(N)=C1 WZCQRUWWHSTZEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- STMDPCBYJCIZOD-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-dinitroanilino)-4-methylpentanoic acid Chemical compound CC(C)CC(C(O)=O)NC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1[N+]([O-])=O STMDPCBYJCIZOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QTWJRLJHJPIABL-UHFFFAOYSA-N 2-methylphenol;3-methylphenol;4-methylphenol Chemical compound CC1=CC=C(O)C=C1.CC1=CC=CC(O)=C1.CC1=CC=CC=C1O QTWJRLJHJPIABL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- FQYUMYWMJTYZTK-UHFFFAOYSA-N Phenyl glycidyl ether Chemical compound C1OC1COC1=CC=CC=C1 FQYUMYWMJTYZTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229930003836 cresol Natural products 0.000 claims description 3
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims 1
- 239000000374 eutectic mixture Substances 0.000 claims 1
- 239000003021 water soluble solvent Substances 0.000 claims 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 49
- -1 uncoated Substances 0.000 abstract description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 30
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 29
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 19
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 19
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 18
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 17
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 17
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 14
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 13
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 9
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 7
- MRABAEUHTLLEML-UHFFFAOYSA-N Butyl lactate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)O MRABAEUHTLLEML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000001191 butyl (2R)-2-hydroxypropanoate Substances 0.000 description 6
- QWVGKYWNOKOFNN-UHFFFAOYSA-N o-cresol Chemical compound CC1=CC=CC=C1O QWVGKYWNOKOFNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 6
- IMNIMPAHZVJRPE-UHFFFAOYSA-N triethylenediamine Chemical compound C1CN2CCN1CC2 IMNIMPAHZVJRPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 5
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 5
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical class O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 4
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 4
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 4
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 4
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 4
- 229940088598 enzyme Drugs 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- KUBDPQJOLOUJRM-UHFFFAOYSA-N 2-(chloromethyl)oxirane;4-[2-(4-hydroxyphenyl)propan-2-yl]phenol Chemical compound ClCC1CO1.C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 KUBDPQJOLOUJRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol;titanium Chemical compound [Ti].OCCN(CCO)CCO XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 3
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- FUIQBJHUESBZNU-UHFFFAOYSA-N 2-[(dimethylazaniumyl)methyl]phenolate Chemical compound CN(C)CC1=CC=CC=C1O FUIQBJHUESBZNU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 108010059892 Cellulase Proteins 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 229940106157 cellulase Drugs 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N ethyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound CCOC(=O)C(C)O LZCLXQDLBQLTDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- AHDSRXYHVZECER-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-tris[(dimethylamino)methyl]phenol Chemical compound CN(C)CC1=CC(CN(C)C)=C(O)C(CN(C)C)=C1 AHDSRXYHVZECER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JTXMVXSTHSMVQF-UHFFFAOYSA-N 2-acetyloxyethyl acetate Chemical compound CC(=O)OCCOC(C)=O JTXMVXSTHSMVQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000022 2-aminoethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])N([H])[H] 0.000 description 1
- AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;titanium(4+) Chemical compound [Ti+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 150000000996 L-ascorbic acids Chemical class 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M acetyloxyaluminum;dihydrate Chemical compound O.O.CC(=O)O[Al] HDYRYUINDGQKMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002156 adsorbate Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940009827 aluminum acetate Drugs 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 229940072049 amyl acetate Drugs 0.000 description 1
- PGMYKACGEOXYJE-UHFFFAOYSA-N anhydrous amyl acetate Natural products CCCCCOC(C)=O PGMYKACGEOXYJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000000368 destabilizing effect Effects 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical group OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UYAAVKFHBMJOJZ-UHFFFAOYSA-N diimidazo[1,3-b:1',3'-e]pyrazine-5,10-dione Chemical compound O=C1C2=CN=CN2C(=O)C2=CN=CN12 UYAAVKFHBMJOJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- OPGYRRGJRBEUFK-UHFFFAOYSA-L disodium;diacetate Chemical compound [Na+].[Na+].CC([O-])=O.CC([O-])=O OPGYRRGJRBEUFK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 229940116333 ethyl lactate Drugs 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 239000001760 fusel oil Substances 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 229940059442 hemicellulase Drugs 0.000 description 1
- 108010002430 hemicellulase Proteins 0.000 description 1
- MNWFXJYAOYHMED-UHFFFAOYSA-M heptanoate Chemical compound CCCCCCC([O-])=O MNWFXJYAOYHMED-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000003840 hydrochlorides Chemical class 0.000 description 1
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004850 liquid epoxy resins (LERs) Substances 0.000 description 1
- 150000002689 maleic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000006082 mold release agent Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 229940116423 propylene glycol diacetate Drugs 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003870 salicylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000017454 sodium diacetate Nutrition 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical group 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 150000003754 zirconium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08J—WORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
- C08J3/00—Processes of treating or compounding macromolecular substances
- C08J3/20—Compounding polymers with additives, e.g. colouring
- C08J3/205—Compounding polymers with additives, e.g. colouring in the presence of a continuous liquid phase
- C08J3/21—Compounding polymers with additives, e.g. colouring in the presence of a continuous liquid phase the polymer being premixed with a liquid phase
- C08J3/215—Compounding polymers with additives, e.g. colouring in the presence of a continuous liquid phase the polymer being premixed with a liquid phase at least one additive being also premixed with a liquid phase
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L63/00—Compositions of epoxy resins; Compositions of derivatives of epoxy resins
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08J—WORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
- C08J2363/00—Characterised by the use of epoxy resins; Derivatives of epoxy resins
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Epoxy Resins (AREA)
- Paints Or Removers (AREA)
- Fertilizers (AREA)
Abstract
Det beskrives fremgangsmåter for kontinuerlig fremstilling og suspendering av konsoliderbart, harplksbelagt,. partikkelformlg materiale 1 en gelert, vandig baerevæske og transport av det belagte, partikkelformige materialet ved hjelp av den gelerte, vandige bærevæsken til en sone 1 hvilken sanden konsolideres. Overensstemmende med fremgangsmåten blandes i det vesentlige kontinuerlige strammer av en gelert, vandig bærevæske , ubelagt, partikkelformlg materiale, en harpiksblanding som deretter vil herde, og et overflateaktlvt middel, hvorved det partikkelformige materialet kontinuerlig belegges med harpiksblandingen og suspenderes i den: gelerte, vandige bærevæsken.
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for kontinuerlig fremstilling og suspendering av konsoliderbart, harpiksbelagt, partikkelformig materiale i en gelert, vandig baerervæske. Produktet fra denne fremgangsmåten er spesielt anvendbart ved behandling av underjordiske, olje- og gass-produserende formasjoner for det formål å danne konsolideringer av det partikkelformige materiale deri. Konsolideringene fungerer som hjelp til å kontrollere løs formasjonssand og som hjelp for å holde tilbake løse proppemidler som er plassert i brudd som er dannet deri.
Det er utviklet fremgangsmåter og teknikker for konsolidering av partikkelformig materiale, f.eks. sand, til en hard, permeabel masse i en underjordisk sone.
Disse fremgangsmåtene er anvendbare ved behandling av en underjordisk formasjon som inneholder løs eller uegnet sand, som migrerer med hydrokarboner som er produsert derfra. Det konsoliderte, partikkelformige materialet reduserer eller hindrer slik migrering når det plasseres mellom den produse-rende formasjonen og borehullet som trenger gjennom formasjonen. Formasjonen av den konsoliderte, permeable, partikkelformige massen er oppnådd ved å belegge formasjonssand nær brønnhullet med en herdbar harpiks, og så få harpiksen til å herde. En alternativ teknikk har vært å belegge sand med en harpiks på overflaten, suspendere den belagte sanden i en bærervæske og så pumpe suspensjonen gjennom borehullet inn i den formasjon som inneholder løs eller uegnet sand for å avsette den belagte sanden deri. Harpiksen på den avsatte sanden fås til eller tillates å herde, hvorved det dannes en konsolidert, hard permeabel masse mellom borehullet og den løse eller uegnede sanden i formasjon.
De tidligere utviklede metodene er brukt med hell i anvendelser som gjelder harpiksbelegging av partikkelformig materiale ved satsblanding av komponentstrømmer, men disse metodene har ikke vært ønskelige i anvendelser som krever rask belegning av partikkelformig materiale som er suspendert i kontinuerlige strømmer av en bærervæske. Det er eksempelvis ofte nødvendig at harpiks-belagt, partikkelformig materiale føres kontinuerlig inn i en underjordisk formasjon med en gelert, vandig bærervæske i en relativt lang tidsperiode for å avsette det harpiks-belagte materialet og holde det på plass mot siden av formasjonen eller å avsette materialet i brudd som er dannet i formasjonen. Dersom strømningshastigheten for bærervæsken reduseres eller avbrytes, kan i slike anvendelser det harpiks-belagte, partikkelformige materialet som føres med i væsken, avsettes på uønskede steder, som f.eks. i overflateutstyr eller i borehullet istedenfor i formasjonsbrudd eller andre spesielt ønskelige steder.
Satsblandemetodene for fremstilling kontinuerlige strømmer av gelerte, vandige bærervæsker, inneholdende harpiksbelagte, partikkelformige materialer, er tids-krevende og kostbart, og det er risiko for strømningshastighetsavbrytelse eller -reduksjon. I US patent 4.074.760 beskriver f.eks. en fremgangsmåte for dannelse av en konsolidert, partikkelformig masse i en underjordisk formasjon hvor sand, belagt med en harpiks, er suspendert i en gelert, vandig bærervæske. Bærervæsken innføres i en underjordisk sone, hvorved den harpiks-belagte sanden avsettes og deretter konsolideres deri. Fremstillingen av suspensjonen av bærervæske og belagt sand omfatter satsblanding av bestanddelene, dvs. den gelerte, vandige bærervæsken inneholdende sand fremstilles separat fra harpiksen fulgt av satsblanding av de to i den tidsperiode som kreves for å belegge sanden med harpiksen.
US patent 4.199.484 beskriver en fremgangsmåte for fremstilling av en suspensjon av et partikkelformig materiale belagt med en epoksyharpiks i en gelert, vandig bærervæske hvori belegningen av sanden utføres i den gelerte, vandige bærervæsken. Ifølge denne metoden kombineres den gelerte bærervæsken, sand og andre bestanddeler først, fulgt av tilsetning av epoksyharpiksen med blanding, hvorved epoksyharpiksen belegger sanden. Satsblandingen av bestanddelene krever en tidsperiode, f.eks. minst ca. 15 min. til flere timer for å oppnå tilfredsstillende belegning av det partikkelformige materialet før oppslemmingen kan innføres i en plasseringssone. Disse tidligere kjente metodene for dannelse av suspensjoner av gelert, vandig bærervæske og harpiks-belagt partikkelformig materiale utføres ikke på en i det vesentlige øyeblikkelig og kontinuerlig basis.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en fremgangsmåte for kontinuerlig fremstilling og suspendering av konsoliderbart, harpiksbelagt, partikkelformig materiale i en gelert, vandig bærervæske, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved innbyrdes blanding av vesentlige kontinuerlige strømmer av en vandig bærervæske som er gelert ved tilsetning av en polysakkaridpolymer med molekylvekt 100.000-4.000.000, et partikkelformig materiale, et overflateaktivt middel inkludert et ikke-kationisk, overflateaktivt middel og en harpiksblanding som deretter vil herde, hvorved det partikkelf ormige materialet i det vesentlige kontinuerlig belegges med harpiksblandingen og suspenderes i den gelerte, vandige bærervæsken, idet harpiksblandingen omfatter en herdbar polyepoksydharpiks, i det minste ett vannublandbart første fortynningsmiddel som er reaktivt med harpiksen, et annet fortynningsmiddel som er ikke-reaktivt med harpiksen, og et herdemiddel for harpiksen, hvilke fortynningsmidler er til stede i harpiksblandingen i en mengde som er tilstrekkelig til å senke harpiksblandingens viskositet til et nivå i området på fra 100-800 centipoise ved omgivelsestemperatur, og hvor nevnte polysakkarid er tilstede i den vandige bærervæsken i en mengde fra 2,40 til 14,40 kg pr 1000 liter av bærervæsken.
En i det vesentlige kontinuerlig strøm av den gelerte, vandige bærervæsken som det belagte, partikkelformige materialet er suspendert i, kan innføres i en underjordisk formasjon i en tidsperiode som er nødvendig for å avsette den mengde "belagt, partikkelformig materiale som kreves der, for å danne den ønskede, harde, permeable massen. Harpiksen på det belagte, partikkelformige materialet tillates så å herde, hvorved avsetningen konsolideres til en hard, permeabel masse i formasjonen.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse og de forskjellige kjemiske bestanddelene som er anvendbare i fremgangsmåten, beskrives i detalj i beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer som følger. Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av et apparatsystem for utførelse av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Fig. 2 er en skjematisk illustrasjon av et laboratorieapparat som anvendes for simulering av ytelsen til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen i felten.
Overensstemmende med fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse belegges en i det vesentlige kontinuerlig strøm av partikkelformig materiale, f.eks. sand, i det vesentlige øyeblikkelig med en kontinuerlig strøm av harpiks, som deretter vil herde. Det belagte, partikkelformige materialet suspenderes samtidig i en gelert, vandig bærervæske. Harpiksen har en tilstrekkelig lang herde- eller arbeidstid til å muliggjøre kontinuerlig avsetning av suspensjonen av gelert, vandig bærervæske og belagt, partikkelformig materiale på et ønsket sted i en underjordisk sone. Etter-følgende herding av harpiksen i sonen gir den ønskede, harde, permeable masse av konsolidert, partikkelformig materiale.
De gelerte, vandige bærervæskene som anvendes i foreliggende oppfinnelse, fremstilles ved hydratisering av polysakkaridpolymer-geleringsmidler i ferskvann, saltvann eller sjøvann. De polysakkaridgeleringsmidlene som er anvendbare, har som nevt molekylvekter i området 100.000-4.000.000, fortrinnsvis 600.000-2.400.000, og er fortrinnsvis cellulose- eller guarderivater. Polymerene omfatter substituenter som f.eks. hydroksyetyl for på gi de nødvendige vannhydratiserings- og gelegenskaper for å fremstille en klar, vandig gel med en viskositet på minst ca. 30 centipoise (avlesning på Fann V.G.-meter ved 300 omdr-/min). Foretrukne polymerer omfatter substituert karboksy- og hydroksyalkylcellulose, som f.eks. hydroksyetylcellulose og karboksymetylhydroksyetylcellulose, og substituert hydroksyalkylguar, som f.eks. hydroksypropylguar. Mest foretrukket er geleringsmiddelet hydroksypropylguar, eller karboksymetylhydroksypropylguar med en molekylvekt i området 100.000-4.000.000, og med en propylenoksyd-substitusjon (M.S.) i området 0,1-0,7 mol propylenoksyd pr. mol mannose og galaktose i guaren.
Den gelerte, vandige bærervæsken fremstilles fortrinnsvis ved å kombinere den polysakkaridpolymer som anvendes, med den vandige væske som anvendes, i området på fra 2,40 til 14,40 kg polymer pr. 1000 liter vann, saltvann eller sjøvann for å danne en gelert, vandig væske med en viskositet i området 10-400 centipoise. Mest foretrukket omfatter den gelerte, vandige bærervæsken 3,60-9,60 kg geleringsmiddel pr. 1000 liter vann, saltoppløsning eller sjøvann, og har en viskositet på fra 15 til 100 centipoise.
Den gelerte, vandige bærervæsken inneholder fortrinnsvis en gelbryter som tjener til å redusere gelens viskositet på et tidspunkt som i det vesentlige sammenfaller med fullføringen av plasseringen av det belagte, partikkelformige materialet på det ønskede sted i en underjordisk formasjon. Det vil si at gelbryteren får den gelerte bærervæsken til å omdannes til en væske med lav viskositet, som lett separeres fra det avsatte, partikkelformige materialet og lekker ut i permeable lag som omgir avsetningsstedet.
Som nevnt ovenfor får oppbryting av den gelerte bærervæsken den til å separeres fra det partikkelf ormige materialet og komme inn i eller filtreres inn i permeable lag nær avsetningsstedet. Mens det kan anvendes en rekke gelbrytere som er vel kjent på fagområdet, foretrekkes en gelbryter av enzym-typen, som f.eks. cellulase for et substituert cellulosegeleringsmiddel og en hemicellulase for et substituert galaktomannan-geleringsmiddel.
Slik det er vel kjent på fagområdet kreves det generelt bruk av relativt små mengder av enzymbryteren, men som det også er vel kjent på fagområdet, avhenger den spesielle mengden av pH, temperatur og den spesifikke tidsperiode som kreves mellom tilsetning av gelbryteren og brytning av gelen. Slik det vil forstås, vil denne tidsperioden være kortere jo større mengde gelbryter som anvendes.
Den gelerte, vandige bærervæsken som inneholder den belagte sanden, kan tverrbindes for å øke dens viskositet om ønsket.
Forskjellige overflateaktive midler kan anvendes for å fremme i det vesentlige øyeblikkelig belegning av partikkelformig materiale med harpiksen i nærvær av en gelert, vandig bærervæske, men det foretrukne, overflateaktive middlet er en blanding av ett eller flere, kationiske overflateaktive midler og ett eller flere ikke-kationiske overflateaktive midler. Slik det anvendes her, omfatter et ikke-kationisk, overflateaktivt middel en blanding av anioniske og ikke-ioniske, overflateaktive midler.
Et overflateaktivt middel er den ingrediens som er nødvendig for å oppnå den i det vesentlige øyeblikkelige belegningen av det partikkelformige materialet med epoksyharpiksen i nærvær av den gelerte, vandige bærervæsken. Et ikke-kationisk, overflateaktivt middel vil oppnå den ønskede belegningen, når visse galaktomannangeleringsmidler anvendes, men det foretrukne, overflateaktive middelet er en blanding av kationiske og ikke-kationiske, overflateaktive midler.
De kationiske, overflateaktive midlene som er anvendbare her, er fortrinnsvis reaksjonsproduktet mellom en alkohol, epiklorhydrin og trietylendiamin, hvor enverdige, alifatiske alkoholer med 12-18 karbonatomer omsettes med fra 2 til 3 mol epiklorhydrin pr. mol alkohol, fulgt av reaksjon med et overskudd trietylendiamin. Alkohol-epiklorhydrinreaksjons-produktet inneholder en etoksyleringskjede med pendante klorider. Den etterfølgende reaksjonen med trietylendiamin gir det resulterende, overflateaktive produktet en kationisk og en tertiær amin-funksjonalitet.
De ikke-kationiske overflateaktive midlene er fortrinnsvis etoksylerte fettsyrer fremstilt ved omsetning av fettsyrer inneholdende 12-22 karbonatomer med 5-20 mol etylenoksyd pr. mol syre, mest foretrukket 12-18 mol etylenoksyd pr. mol syre, for å fremstille en blanding av forskjellige mengder av etoksylerte syrer og uomsatte syrer.
Når det geleringsmiddel som anvendes her, er et cellulosederivat, er et foretrukket, overflateaktivt middel en blanding omfattende isopropylalkohol, det kationiske middel som er beskrevet ovenfor og det ikke-kationiske middelet som er beskrevet ovenfor, hvor vektforholdet mellom kationisk middel og ikke-kationisk middel i blandingen er i området 0,4-1, og fortrinnsvis ca. 0,6, vektdeler kationisk middel pr. 1 vektdel ikke-kationisk middel, og hvor vektforholdet mellom isopropylalkohol og ikke-kationisk middel i blandingen er ca. 1 vektdel alkohol pr. 1 vektdel ikke-kationisk middel.
Når det geleringsdmiddel som anvendes her, er en galakto-mannangummi, er et foretrukket, overflateaktivt middel en blanding bestående av amylalkohol, det kationiske middel som er beskrevet ovenfor, og det ikke-kationiske middel som er beskrevet ovenfor, hvor vektforholdet mellom kationisk og ikke-kationisk middel i blandingen er i området 0-1, og fortrinnsvis ca. 0,2, vektdeler kationisk middel pr. 1 vektdel ikke-kationisk middel, og hvor vektforholdet mellom amylalkohol og ikke-kationisk middel i blandingen er ca. 1 vektdel alkohol pr. 1 vektdel ikke-kationisk middel.
Alkoholbestanddelen i de ovenfor beskrevne blandingene fungerer som et solubiliseringsmiddel og fortynningsmiddel for de kationiske og ikke-kationiske, overflateaktive midlene. Egnede erstatninger for amylalkohol omfatter andre lignende alkoholer, f.eks. isopropylalkohol, N-heksanol og fuselolje.
En i det vesentlige kontinuerlig strøm av det overflateaktive middelet som anvendes, blandes med den gelerte, vandige bærervæsken, harpiksblandingen og det partikkelformige materialet i en mengde hvorved mengden overflateaktivt middel i blandingen er i området 0,25-10,0 liter overflateaktivt middel pr. 1000 liter gelert, vandig bærervæske. Når det anvendes et galaktomannangeleringsmiddel, er det overflateaktive middelet til stede i blandingen i en mengde på ca. 0,5 liter pr. 1000 liter gelert, vandig bærervæske. Når det anvendes et cellulosederivat som geleringsmiddel, er det overflateaktive middelet til stede i en mengde på ca. 2 liter pr. 1000 liter gelert, vandig bærervæske.
Forskjellige typer av partikkelformig materiale kan anvendes ifølge foreliggende oppfinnelse, f.eks. sand, sintrert bauxitt, osv. Det foretrukne, partikkelformige materialet er sand, hvis partikkelstørrelse er i området 10-70 mesh US siktserie, idet de foretrukne størrelser er 10-20 mesh, 20-40 mesh eller 40-60 mesh, eller 50-70 mesh, avhengig av partikkelstørrelsen og fordelingen av formasjonssand nær det sted den harpiksbelagte sanden skal avsettes.
En i det vesentlige kontinuerlig strøm av sand kombineres med blandingen av gelert, vandig bærervæske, overflateaktivt middel og harpiksblanding i en mengde, hvorved mengden av sand som er til stede i blandingen, er i området 0,24-2,40 kg sand pr. liter gelert, vandig bærervæske. Mest foretrukket er sanden til stede i blandingen i en mengde i området 0,36-1,80 kg pr. liter bærervæske.
Den harpiksblanding som anvendes ifølge oppfinnelsen for i det vesentlige øyeblikkelige belegning av partikkelformig materiale i nærvær av det ovenfor beskrevne, overflateaktive middelet og gelert, vandig bærervæske omfatter en herdbar polyepoksydharpiks (epoksyharpiks), et oppløsningsmiddel-system, en herder, et koblingsmiddel og et middel for re-gulering av herdingshastigheten. Polyepoksydharpiksen, herderen og koblingsbestanddelene i harpiksmiddelblandingen belegger i det vesentlige øyeblikkelige det partikkelformige materiale i nærvær av den gelerte, vandige bærervæsken og det overflateaktive middelet.
Harpiksblandingen, som definert ovenfor, foreligger i blandingen av ingredienser i området fra 1 kg til 20 kg harpiksblanding pr. hver 100 kg partikkelformig materiale. Det antas at harpiksblandingens densitet vil variere i området 1,05-1,16 g pr. ml avhengig av det spesielle innhold av blandingen.
Mens det kan anvendes forskjellige polyepoksydharpikser, er de foretrukne harpiksene konvensasjonsproduktene av epiklorhydrin og bisfenol A. Et slikt produkt som er kommersielt tilgjengelig, markedsføres av Shell Chemical Company of Houston, Texas, under varemerket "EPON 828". EPON 828-harpiks oppviser god temperaturstabilitet og kjemisk motstandsevne, og har en viskositet på ca. 15.000 centipoise.
Oppløsningsmiddelsystemet som anvendes omfatter et første polart, organisk fortynningsmiddel som, i alle tilfeller, er blandbart med polyepoksydharpiksen og i det vesentlige ublandbart med vann og et andre, polart, organisk fortynningsmiddel som i alle tilfeller er blandbart med, men i det vesentlige ikke-reaktivt, med polyepoksydharpiksen. De første og andre fortynningsmidlene foreligger i harpiksblandingen i mengder som er tilstrekkelig til å justere harpiksblandingens viskositet til et nivå i området 100-800 centipoise.
Det første polare, organiske fortynningsmiddelet foreligger i harpiksblandingen i området 2-35, fortrinnsvis 15-30, og mest foretrukket ca. 28 vektdeler pr. 100 vektdeler av epoksyharpiksbestanddelen. Det andre polare, organiske fortynningsmiddelet foreligger i harpiksblandingen i området 4-20, fortrinnsvis 8-15, og mest foretrukket ca. 10 vektdeler pr. 100 vektdeler av epoksyharpiksbestanddelen.
I et mer foretrukket system er det andre polare, organiske fortynningsmiddelet også i det vesentlige ublandbart med vann.
Det første polare, organiske fortynningsmiddelet er også i det vesentlige reaktivt med epoksyharpiksbestanddelen.
Det foretrukne, første polare organiske fortynningsmiddelet som er reaktivt med epoksyharpiksbestanddelen, velges fra gruppen bestående av butylglycidyleter, kresolglycidyleter, allylglycidyleter, fenylglycidyleter eller en hvilken som helst annen glycidyleter som er blandbar med epoksyharpiksen. Av disse er butylglycidyleter og orto-kresol-glycidyleter de mest foretrukne. Det reaktive fortynningsmiddelet reagerer med herdemiddelet, og fungerer også til å redusere epoksy-harpiksens viskositet.
Den andre polare, organiske fortynningsmiddelet som ikke er reaktivt med epoksyharpiksbestanddelen er essensielt fordi det medvirker til senkning av harpiksens viskositet, og i kombinasjon med det overflateaktive middelet, bevirker den i det vesentlige øyeblikkelige belegningen av det partikkelformige materiale med harpiksen i nærvær av den gelerte, vandige bærervæsken.
Det foretrukne, ikke-reaktive fortynningsmiddelet har lav molekylvekt, er blandbart med epoksyharpiksen, er i det vesentlige ublandbart med vann og velges fra gruppen bestående av forbindelser med strukturformlen:
hvor R er (Cn<B>2n+l)« og n er et helt tall i området 1-5,
Rl er (cmH2m+l)» og m er 0 eller et helt tall i området 1-4,
eller Rj er
og y er et helt tall i området 1-4, og x er er uavhengig H eller OH; og R2 er CaE2a, og a er et helt tall i området 2-5.
Av de forskjellige forbindelser som faller innenfor den gruppe som er beskrevet ovenfor, foretrekkes etylacetat, butyllaktat, etyllaktat, amylacetat, etylenglykoldiacetat og propylenglykoldiacetat. Av disse er butyllaktat mest foretrukket. Butyllaktat har en molekylvekt på 130 og en vann-oppløselighet på 1 g pr. 1000 g vann.
Metylalkohol, som er spesielt oppløselig i polyepoksydharpiksen, andre alkanoler med lav molekylvekt er også anvendbare som andre fortynningsmidler.
Andre kjemikalier som f.eks. tetrahydrofurfyrylmetakrylat og etylacetat kan være enten det første eller det andre polare, organiske fortynningsmiddelet, da hvert av disse tilfreds-stiller de definisjoner av vegge typer av fortynningsmidler som er angitt ovenfor.
Forskjellige herdemidler kan anvendes i foreliggende oppfinnelse for på herde harpiksen. Eksempler på slike herdemidler omfatter aminer, polyaminer, amider, og polyamider som er kjent for fagmannen. Et foretrukket herdemiddel er metylendianilin, enten oppløst i et passende oppløsnings-middel som f.eks. etylacetat, eller i en flytende, autektisk blanding av aminer fortynnet med metylalkohol. Et spesielt foretrukket herdemiddel er en flytende, autektisk blanding av aminer fortynnet med ca. 22 vekt-5é metylalkohol, den autek-tiske blanding som inneholder ca. 79 vekt-# metylendianilin hvor de gjenværende aminene består av primære, aromatiske aminer og meta-fenylendiamin. En slik flytende, autektisk blanding er kommersielt tilgjengelig under varemerket "TONOX 22" fra Uniroyal Chemical Co., Naugatuck, Connecticut.
Den mengde herdemiddel som er anvendbar her, er i stor grad avhengig av herdemiddelets kjemiske natur. Det er derfor vanskelig å spesifisere i detalj den mengde herdemiddel som skal anvendes. Det antas imidlertid at herdemiddelet skal være til stede i området 2-150 vektdeler pr. 100 vektdeler epoksyharpiks. Når herdemiddelet er et aromatisk amin, er vektområdet 8-50. Et aromatisk amin, metylendianilin, er anvendbart når det foreligger i området 25-38 vektdeler pr. 100 vektdeler epoksyharpiks. Når herdemiddelet er et alifatisk amin, f.eks. en dimetylaminometyl-substituert fenol, varierer herdemiddeklvekten fra 2 til 15 vektdeler pr. 100 vektdeler epoksyharpiks.
Blandingen av ingredienser omfatter også fortrinnsvis et koblingsmiddel mellom harpiks og partikkelformig materiale, for å fremme binding av harpiksen til det partikkelformige materialet, som f.eks. et funksjonelt silan. Fortrinnsvis innblandes harpiks-til-sand-koblingsmiddelet N-beta-(amino-etyl)-gamma-aminopropyltrimetoksysilan i en mengde i området 0,1-2 vektdeler pr. 100 vektdeler epoksyharpiks. Et kommersielt tilgjengelig produkt er Union Carbide Silane A-1120 (Danbury, Connecticut).
Blandingen kan også omfatte retarderingsmidler eller akseleratorer som reguleringsmidler for herdehastigheten, for å forlenge eller forkorte bearbeidelses- og herdetidene for harpiksen. Når det anvendes retarderingsmidler, foretrekkes estere av organiske syrer med lav molekylvekt som retarderingsmidler. Eksempler på slike retarderingsmidler er alkylestere av alkylsyrer med lav molekylvekt inneholdende 2-3 karbonatomer. Egnede akseleratorer omfatter 2,4,6-tris-dimetylamino-metylfenol, etylheksonatsaltet derav, og svake, organiske syrer, som f.eks. fumar-, erytrobin-, askorbin-, salicyl- og maleinsyrer. Dersom det anvendes et retar-deringsmiddel eller en ekselerator, kombineres det med disse i en mengde opp til 0 til 10 vektdeler pr. 100 vektdeler epoksyharpiks.
Dersom det er ønskelig å øke viskositeten i oppslemmingen av den gelerte, vandige bærervæsken og det harpiksbelagte, partikkelformige materialet, kan som nevnt ovenfor en kontinuerlig strøm av flytende tverrbindingsmiddel kombineres med oppslemmingen avhengig av typen av geleringsmiddel som anvendes.
Eksempler på tverrbindingsmidler som kan anvendes, er de som velges fra gruppen bestående av titan-, aluminium-, zirkonium- og boratsalter. Foretrukne tverrbindingsmidler er titanlaktat, titantrietanolamin, aluminiumacetat og zirkoniumsalter. Generelt anvendes tverrbindingsmiddelet i form av en oppløsningsmiddelholdig oppløsning som kombineres med oppslemmingen i en mengde som resulterer i at tverrbindingsmiddelet er til stede i en mengde som er ekvivalent med området 0,05-5,0 liter av en omtrent 30 vekt-# oppløsning av tverrbindingsmiddel pr. 1000 liter gelert, vandig bærervæske. Avhengig av det spesielle tverrbindingsmiddel som anvendes, kan også et pE-bufringsmiddel kombineres med oppslemmingen av den gelerte, vandige bærervæsken og det belagte partikkelformige materialet.
Basert på 100 vektdeler epoksyharpiks omfattes fortrinnsvis harpiksblandingen av den ovenfor beskrevne, epiklorhydrin-bisfenol A-epoksyharpiksen (100 vektdeler), et vannublandbart, reaktivt fortynningsmiddel omfattende orto-kresol-glycidyleter som foreligger i en mengde i området 20-35 vektdeler, et ikke-reaktivt fortynningsmiddel omfattende butyllaktat som foreligger i en mengde i området 4-12 vektdeler og et herdemiddel omfattende en flytende autektisk blanding av primære, aromatiske aminer, metylendianilin, og metafenylendiamin oppløst i et vannblandbart oppløsnings-middel i en mengde i området 25-45 vektdeler. Når det vannublandbare reaktive fortynningsmiddelet som anvendes i harpiksblandingen, er butylglycidyleter istedenfor orto-kresol-glycidyleter, foreligger den i en mengde i området 2-20 vektdeler.
Den ovenfor beskrevne harpiksblandingen har en viskositet i området 400-150 centipoise, og har en omtrentlig arbeidstid uten retarderingsmidler eller akseleratorer, dvs. en tidsperiode mellom blanding og når viskositeten i blandingen overstiger ca. 1500 centipoise, på ca. 2 timer ved normale omgivelsesbetingelser (ca. 22°C). Herdetiden for harpiksblandingen, dvs. den tid fra hvilken viskositeten når ca. 1500 centipoise til den tiden da harpiksblandingen er fullstendig herdet, er ca. 80 timer ved 22°C.
En spesielt foretrukken harpiksblanding for bruk ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter 100 vektdeler av en epoksyharpiks av epiklorhydrin og bisfenol A, butylglycidyleter i en mengde på ca. 11 vektdeler, butyllaktat i en mengde på ca. 8 vektdeler, en flytende, autektisk blanding av primære, aromatiske aminer, metyldianilin, og metafenylendiamin fortynnet med ca. 22 vekt-# metylalkohol i en mengde på ca. 36 vektdeler, N-beta(aminoetyl)-gamma-aminopropyl-trimetoksysilan i en mengde på ca. 0,8 vektdel og etylheksonatsaltet av dimetylaminometylfenol i en mengde på ca. 7 vektdeler. Denne harpiksblandingen har en viskositet på ca. 200 centipoise, en arbeidstid på ca. 0,5 timer og en herdetid på ca. 8 timer ved 32°C. Når akseleratoren (etylheksonatsaltet av dimetylaminometylfenol) ikke er til stede i blandingen, har den en arbeidstid på ca. 2 timer og en herdetid på ca. 84 timer.
Ved utførelse av fremgangsmpåten ifølge foreliggende oppfinnelse, og med henvisning til fig. 1, fremstilles først en vandig gelert bærervæske i en beholder 10 ved å kombinere en polysakkaridpolymer av den typen som er beskrevet ovenfor, med ferskvann, saltoppløsning eller sjøvann. Vannet og polymeren blandes omsorgsfullt med langsom omrøring, hvorved polymeren hydratiseres. Alternativt kan gelen fremstilles fra en konsentrert oppløsning av geleringsmiddel, slik det er kjent for fagmannen.
En i det vesentlige kontinuerlig strøm av den vandige, gelerte bærervæsken fra beholderen 10 føres gjennom en ledning 12 til et blandekar 14. Samtidig føres en kontinuerlig strøm av flytende, overflateaktivt middel av den type som er beskrevet ovenfor, fortrinnsvis fra en beholder 16 til ledningen 112 ved hjelp av ledning 18 som forbinder disse.
En i det vesentlige kontinuerlig strøm av partikkelformig materiale, f.eks. sand, føres til blandekaret 14 fra en beholder 20 med en transportør 22 som forbinder disse.
Den flytende epoksyharpiksblandingen som er beskrevet ovenfor, kan forhåndsblandes i en beholder 24, og en i det vesentlige kontinuerlig strøm derav føres kontinuerlig derfra til blandekaret 14 ved hjelp av en ledning 26 som forbinder disse.
Samtidig med alle de ovenfor beskrevne strømmer av bestanddeler føres fortrinnsvis en i det vesentlige kontinuerlig strøm av flytende gelbrytningsmiddel fra en beholder 28 til ledningen 12 med en ledning 30. Det flytende gelbrytningsmiddelet kombineres med den gelerte, vandige bærervæsken, og det overflateaktive middelet som strømmer gjennom ledningen 12 og føres med denne til blandekaret 14.
Som angitt på tegningen kan det flytende gelbrytningsmiddelet eller et pulverisert, fast gelbrytningsmiddel eventuelt inn-føres direkte i blandekaret 14. Noen ganger håndteres gelbrytningsmiddelet i en fast form, enten som et pulver eller som et adsorbat på inerte partikler, som f.eks. sand, salt, eller sukker. Dette kan direkte innføres i blandekaret. Om det er ønskelig med en slik fleksibilitet, kan ledningen 30 ha en stengningsventil 32 og en ledning 34 ha en stengningsventil 36 som kan forbinde ledningen 30 oppstrøms for stengningsventilen 32 til blandekaret 14, hvorved det flytende gelbrytningsmiddelet kan innføres direkte i blandekaret. Som det vil være klart for fagmannen, kan et hvilket som helst beholder-ledningsarrangement anvendes, som bringer komponentstrømmene til blandekaret 14 eller et ekvivalent blandeapparat samtidig.
Komponentstrømmene blandes godt i blandekaret 14 og forblir der i en oppholdstid på ca. 10 sek. I løpet av denne tiden belegges det partikkelformige materialet med harpiksblandingen og suspenderes i den gelerte, vandige bærervæsken.
Den oppslemming av gelert, vandig bærervæske og harpiks-belagt, partikkelformig materiale som er dannet i blandekaret 14, trekkes ut derfra gjennom en ledning 38 som fører en kontinuerlig strøm av oppslemmingen til en eller flere pumper 40. En ledning 42, som er forbundet med utløpet av pumpene 40, fører oppslemmingen til et ledningssystem som er anordnet i et borehull og til en underjordisk sone der det harpiks-belagte, partikkelformige materialet skal avsettes og konsolideres til en hard, permeabel masse. Dersom det anvendes et tverrbindingsmiddel, tilsettes dette til oppslemmingen nedstrøms for blandekaret 14, dvs. tverrbindingsmiddelet føres fra en beholder 44 til ledningen 38 med en ledning 46 som forbinder disse.
Det harpiksbelagte, partikkelformige materialet kan anvendes ved utførelsen av gruspakkingsfremgangsmåter eller som et proppemateriale i fraktureringsbehandlinger utført på en underjordisk formasjon. Det harpiksbelagte, partikkelformige materialet kan også anvendes ved dannelsen av syntetiske formasjoner med regulert permeabilitet inne i en sone i en underjordisk formasjon.
Et viktig punkt ved fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen er evnen til i det vesentlige øyeblikkelig å belegge det partikkelformige med harpiksblandingen og kontinuerlig suspendere det belagte, partikkelformige materialet i en kontinuerlig strøm av gelert, vandig bærervæske. Dette gjennom-føres ved hjelp av den partikkelformige harpiksblandingen og kombinasjonen av komponentstrømmer som fremmer belegningen av harpiksblandingen på det partikkelformige materialet. Den kontinuerlige strømmen av oppslemming av gelert, vandig bærervæske og harpiksbelagt, partikkelformig materiale som er dannet, er generelt ufølsomt for variasjoner i pH innenfor området 5-8,5, og variasjoner i temperaturen innefor området 7-38°C. Herdetiden for harpiksblandingen kan være kort, dvs. mindre enn ca. 6 timer, og harpiksblandingne kan oppnå betydelig styrke raskt, dvs. i løpet av en tidsperiode på ca.
12 timer eller mindre.
Slik det er klart for fagmannen, kan det være ønskelig å kondisjonere formasjonen når stedet for konsoliderings-plassering ved forhåndsspyling av formasjonen. Det kan også anvendes etter-spylinger for å sikre jevn plassering, konsolidering og maksimum permeabilitet av det avsatte, partikkelformige materialet, så vel som av partikkelformig materiale som eksisterer i formasjonen.
For ytterligere å illustrere fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse og lette en klar forståelse av denne, gis følgende eksempler.
Tester utføres for å bestemme effektiviteten av forskjellige harpiksblandinger inneholdende forskjellige reaktive og ikke-reaktive fortynningsmidler for å belegge sand og å produsere konsolideringer med høy styrke av dette i nærvær av vann som er gelert med forskjellige geleringsmidler.
i
Eksempel 1
Sammensetning:
Fremgangsmåte:
Springvannet, kaliumkloridet og natriumdiacetatet blandes for å fremsatille en oppløsning. Hydroksypropylguar (HPG) tilsettes så til oppløsningen og omrøres. Deretter tilsettes fumarsyren. Den resulterende blandingen får så stå over natten i en dekket beholder. Den dannede gelens pH er i området 6,8-7,5.
Tester utføres ved bruk av prøver ved hjelp av den HPG-gel som er dannet ovenfor, sammen med andre ingredienser. Sammensetning:
Fremgangsmåte:
Ingrediensene "blandes sammen for å danne oppslemminger, som hver omrøres i 2 min. i et begerglass og så overføres til en laboratorie-konsistometerkopp og omrøres i ytterligere 60 min. Hver oppslemming "undersøkes visuelt og helles i ett eller flere rør for å tillate konsolidering av sanden. Konsolideringsrørene er glassrør som er belagt med formslippmidler og med kork i en ende. Sanden i hver oppslemming i hvert rør stampes ned, og får herde i 20 timer ved den temperatur som er angitt i tabell I. Etter herding nedbrytes glassrørene, og de konsoliderte sandprøvene testes på kompresjonsstyrke. Resultatene av disse testene er angitt i tabell I nedenfor.
Fra tabell I fremgår det at konsolideringer med den høyeste kompresjonsstyrken inneholder både et reaktivt og ikke-reaktiv fortynningsmiddel i harpiksblandingen, og at når-harpiksblandingen inneholder butylglycidyleter som reaktiv fortynningsmiddel og butyllaktat som ikke-reaktivt middel, oppnås en utmerket konsolidering.
Eksempel 2
Tester utføres for å bestemme sandbelegningstidene for forskjellige harpiksblandinger i nærvær av vann som er gelert med hydroksypropylguar og et overflateaktivt middel.
250 cm<J> prøver av vandig gel inneholdende overflateaktivt middel og 40-60 mesh Ottawa-sand fremstilles overensstemmende med fremgangsmåten og i de mengder som er beskrevet i eksempel 1. De harpiksblandingene som er beskrevet i tabell II nedenfor, fremstilles og tilsettes til prøvene av gel, overflateaktivt middel og sand i mengder på 28 ml harpiksblanding pr. prøve. Etter tilsetning av harpiksblandingen omrøres hver blanding i et begerglass, og den tid det tar for at belegningen skal finne sted, bestemmes ved visuell observasjon. Det vil si at harpiksblandingen anses å belegge, når harpiksen ikke forblir i gelen når omrøringen stanses. Overskudd harpiks er lett synlig dersom belegningen ikke har funnet sted, da den avsettes i et sjikt på toppen av sanden med det gelerte vannet over harpiksen.
I tester 3, 4 og 5, ved bruk av samme harpiksblanding, stanses omrøringen etter 5, 10 og 60 sekunders intervaller og prøvene overføres umiddelbart til konsolideringsrør, herdes ved 77°C og testes på kompresjonsstyrke. Resultatene av disse testene er angitt i tabell II nedenfor. En test foretas for å bestemme kompresjonsstyrken i en sandkonsolidering som er fremstilt ifølge foreliggende oppfinnelse ved en temperatur på 121°C. En gelert, vandig bærervæske fremstilles ved å tilsette 9,6 g hydroksyetylcellulose (D.S. på 2,5) til 1 liter ferskvann hvori er opp-løst 30 g kaliumklorid. Etter hydratisering av hydroksyetyl-cellulosen kombineres 4 ml av en blanding av overflateaktive stoffer bestående av 50 vektdeler amylalkohol, 37 vektdeler ikke-kationiske overflateaktive midler og 13 vektdeler kationiske, overflateaktive midler med den vandige gelen fulgt av 1800 g 40-60 mesh (U.S. sikt serie) Ottawa-sand og 84 ml av den harpiksblanding som er beskrevet i tabell III nedenfor.
Den resulterende oppslemmingen omrøres i et begerglass i 2 min, og overføres så til en laboratoriekonsistometerkopp og omrøres i ytterligere 60 min. Etter omrøring helles oppslemmingen I en konsolideringsrør og får herde på samme måte for beskrevet i eksempel 1 i 48 timer ved 77° C. Temperaturen heves så gradvis til 121°C, og prøven får herde i ytterligere 48 timer. Etter herdingen avkjøles konsolideringen i løpet av en 4 timers periode til romtemperatur, trimmes og fremstilles for kompresjonsstyrketesting. Prøven oppvarmes så gradvis igjen til 121°C ved hvilken temperatur kompresjons-styrketestingen utføres. Resultatene av denne testen fremgår av tabell III nedenfor.
Eksempel 4
Tester utføres for å bestemme virkningen av rekkefølgen for tilsetning av bestanddeler på kompresjonsstyrken i de dannede konsolideringene.
En gelert, vandig væske fremstilles ved bruk av hydroksyetylcellulose overensstemmende med den fremgangsmåte som er angitt i eksempel 1. To 250 ml prøver av den vandige glen, overflateaktivt middel beskrevet i eksempel 1, harpiksblandingen fra tabell III og en akselerator bestående av 2,4,6-tris-dimetylaminometylfenol tilsettes til den vandige gelen I forskjellige tilsetningsrekkefølger. De resulterende oppslemmingene omrøres hver i 1 minutt i et begerglass, og overføres til en laboratoriekonsistometerkopp og omrøres i ytterligere 60 min. Hver oppslemming helles så i et kon-solider ingsrør og får herde i den tid og ved den temperatur som er angitt i tabell IV nedenfor. Kompresjonsstyrken for de resulterende konsolideringene bestemmes.
Resultatene av disse testene er angitt i tabell IV nedenfor.
Eksempel 5
Det laboratoriesystem som er illustrert skjematisk i fig. 2, anvendes for å simulere det utstyr som anvendes i aktuelle feltoperasjoner og for utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Systemet består av en beholder 50 for gelert, vandig bærervæske forbundet med rør 52 til sugeforbindelse med en sentrifugalmatepumpe 54 på en tredjedels hestekraft, og 3,425 omdreininger pr. minutt. En stengeventil 56 er anordnet i røret 52.
En beholder 58 for flytende blanding av overflateaktive midler er forbundet med sugeforbindelsen til konsentrisk kamvaeskemålepumpe 60 ved rør 62 med en stengeventil 64. TJt-tømmingsforbindelsen for pumpen 60 er forbundet med røret 52 ved hjelp av røret 66. Uttømmingsforbindelsen for en 50 cm<5 >sprøytepumpe 68 for injisering av flytende gelbrytningsmiddel er forbundet med røret 70 til røret 52.
Uttømmingsforbindelsen for matepumpen 54 er forbundet med et 450 cm<5> overstrømningsblandekar 74 utstyrt med en elektrisk omrører 76.
En beholder 78 for flytende harpiksblanding er forbundet med innløpsforbindelsen til en konsentrisk kamvæskemålepumpe 80 med røret 82 som har en stengeventil 84. Uttømmingen fra pumpen 80 er forbundet med røret 86 til røret 72.
En sandbeholder 88 er plassert over blandekaret 74 med et sandutløp 90. En stengeventil 92 er anordnet i utløpet 90 som er plassert for å innføre sand i blandekaret 74.
Når det utføres en test, åpnes ventilene 56, 64 og 84 og pumpene 54, 60, 68 og 80 startes, hvorved det pumpes en kontinuerlig strøm av gelert, vandig bærervæske, harpiksblanding, blanding av overflateaktive midler og gelbrytningsmiddel, med ønskede strømningshastigheter, inn i blandekaret 74. Samtidig innføres en kontinuerlig strøm av sand i blandekaret 74 ved hjelp av ventilen 92 og utløpet 90 med ønsket strømningshastighet. Omrøreren 76 aktiveres, hvorved det dannes en oppslemming av gelert, vandig bærervæske og harpiks-belagt sand i blandekaret 74.
Den oppslemming som produseres i blandekaret 74, strømmer over karet gjennom røret 94 som er forbundet med karet og til en motsatt stempeluttømmingspumpe 96 drevet med luft. Ut-tømmingsf orblndelsne fra pumpen 96 er forbundet med røret 98 til en beholder 100 for mottak av oppslemmingen.
En beholder 102 for flytende tverrbindingsmiddel er forbundet med røret 104 til innløpsforbindelsen av en høytrykkspumpe 108. En stengeventil 106 er anbragt i røret 104, og røret 110 forbinder uttømmingsforbindelsen for pumpen 108 til røret 94. Når et tverrbidningsmiddel kombineres med den oppslemming som strømmer gjennom pumpen 96 inn i mottageren 100, injiseres det i oppslemmingen ved hjelp av pumpen 108, rør 110 og et rør 94, med en regulert, kontinuerlig strømnings-hastighet.
De forskjellige komponentstrømmene og strømningshastighetene derav som anvendes ved utførelse av testene ved bruk av det laboratorieapparat som er beskrevet ovenfor, er som følger: Gelert, vandig bærervæske innføres i beholderen 50. Den gelerte, vandige bærervæsken består av 2% HCl-saltoppløsning gelert med hydroksypropylguar i en mengde på 4,80 kg pr. 1000 liter saltoppløsning. Den gelerte, vandige bærer-oppløsningen føres fra beholderen 50 til matepumpen 54 med en strømningshastighet på 1,9 liter pr. min. til 3,8 liter pr. min., hvorved kontinuerlig strømning kan bibeholdes i ca. 20 min. før beholderen 50 behøver fylles igjen.
Den flytende harpiksblandingen som anvendes, er beskrevet i eksempel 3. Harpiksblandingen innføres i beholderen 78, og strømningshastigheten for harpiksblandingen som pumpes av pumpen 80, varieres opp til 56 cm<J> pr. min. Sand fra beholderen 88 innføres i blandekaret 74 med en variert hastighet på 0,45 til 1,82 kg pr. min., hvorved det dannes et forhold mellom harpiks og sand fra 0 til 5 liter harpiksblanding pr. 100 kg sand i blandekaret 74.
Den flytende blanding av overflateaktive midler som er beskrevet i eksempel 1, innføres i beholderen 58 og pumpes til matepumpen 54 med en hastighet i området på fra 0-8,4 cm<J> pr. min.
Det flytende gelbrytningsmiddelet som anvendes, er et enzym-brytningsmiddel av den type som er beskrevet tidligere her, og anvendes som en vandig oppløsning med 1 g pr. 100 cm5 . Oppløsningen innføres til matepumpen 54 med en hastighet på 10 cm<5> pr. min.
Det tverrbindingsmiddel som fremstilles ved å fortynne en oppløsning av titantrietanolamin med 50 volum-# springvann minst 30 min. , og ikke mer enn 2 timer før bruk. Når det anvendes, pumpes tverrbindingsmiddelet inn i oppslemmingen som strømmer gjennom røret 94 med en hastighet som er ekvivalent med 0-0,8 cm<3> tverrbindingsmiddel pr. liter oppslemming.
Oppslemminger av gelert, vandig bærervæske og harpiksbelagt, partikkelformig materiale, dannes i blandekaret 74 og opp-samles i oppslemmingsmottageren 100. Porsjoner av oppslemmingene helles i konsolideringsrør, og kompresjonsstyrke-tester utføres som beskrevet i eksempel 1. Resultatene av disse testene med og uten tverrbindingsmiddel er angitt i tabell V nedenfor.
Eksempel 6
Fremgangsmåten fra eksempel 5 gjentas bortsett fra at den mengde overflateaktivt middel som anvendes, den mengde tverrbindingsmiddel som anvendes, og den herdetemperatur som anvendes, varieres. Resultatene av disse testene er angitt i tabell VI nedenfor.
Eksempel 7
Fremgangsmåten fra eksempel 6 gjentas, boretsett fra at det overflateaktive middel som anvendes, omfattes av en vandig, 50 vekt-# amylalkoholoppløsning med de kationiske, overflateaktive midlene som er beskrevet tidligere, oppløst i en mengde på ca. 7 vektdeler, og de ikke-kationiske, overflateaktive midlene som er beskrevet tidligere, oppløst i en mengde på 43 vektdeler, tverrbindingsmiddelet er titantrietanolamin, og samkonsentrasjonen varieres. Resultatene av disse testene er angitt i tabell VII nedenfor.
Eksempel 8
Fremgangsmåten fra eksempel 6 gjentas bortsett fra at den gelerte, vandige bærervæsken fremstilles ved bruk av 6,0 kg hydroksyetylcellulose pr. 1000 liter saltoppløsning, idet gelbrytningsmiddelet er en vandig enzymbrytningsmiddel-oppløsning (1 g cellulase pr. 100 cmJ ), og det overf late-aktive middelet er en vandig 50 vektdelers isopropylalkohol-oppløsning med de kationiske, overflateaktive midlene som er beskrevet tidligere oppløst i en mengde på ca. 20 vektdeler, og de ikke-kationiske, overflateaktive midlene som er beskrevet ovenfor oppløst i en mengde på ca. 30 vektdeler. Resultatene av disse testene er angitt i tabell VIII nedenfor.
Claims (3)
- Fremgangsmåte for kontinuerlig fremstilling og suspendering av konsoliderbart, harpiksbelagt, partikkelformig materiale i en gelert, vandig bærervæske, karakterisert ved innbyrdes blanding av vesentlige kontinuerlige strømmer av en vandig bærervæske som er gelert ved tilsetning av en polysakkaridpolymer med molekylvekt 100.000-4.000.000, et partikkelformig materiale, et overflateaktivt middel inkludert et ikke-kationisk, overflateaktivt middel og en harpiksblanding som deretter vil herde, hvorved det partikkelformige materialet i det vesentlige kontinuerlig belegges med harpiksblandingen og suspenderes i den gelerte, vandige bærervæsken, idet harpiksblandingen omfatter en herdbar polyepoksydharpiks, i det minste ett vannublandbart første fortynningsmiddel som er reaktivt med harpiksen, et annet fortynningsmiddel som er ikke-reaktivt med harpiksen, og et herdemiddel for harpiksen, hvilke fortynningsmidler er til stede i harpiksblandingen i en mengde som er tilstrekkelig til å senke harpiksblandingens viskositet til et nivå i området på fra 100-800 centipoise ved omgivelsestemperatur, og hvor nevnte polysakkarid er tilstede i den vandige bærervæsken i en mengde fra 2,40 til 14,40 kg pr 1000 liter av bærervæsken.
- 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det ikke-kationiske, overflateaktive middelet omfatter minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av etoksylerte fettsyrer fremstilt ved omsetning av fettsyrer inneholdende fra 12-22 karbonatomer med fra 5-20 mol etylenoksyd pr. mol fettsyre og blandinger av de etoksylerte fettsyrene med uomsatte fettsyrer.
- 3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det andre fortynningsmidlet omfatter minst en forbindelse valgt fra gruppen forbindelser med strukturformelen:hvor R er (CnE2n+i) hvor n er et helt tall i området fra 1 til 5,Ri er (CmH2m+i) hvor m er 0 eller et helt tall i området på fra 1 til 4 ellerhvor y er et helt tall i området på fra 1 til 4, og X er H eller OE; ogR2 er CaH2a hvor a er et helt tall i området fra 2 til 5. 4Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at det første vannublandbare fortynningsmidlet omfatter minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av butylglycidyleter, kresolglycidyleter, allylglycidyleter og fenylglycidyleter. 5.Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at polyepoksydharpiksen består av kondensasjonspro-duktet av epiklorhydrin og bisfenol A og herdemiddelet er en flytende, eutektisk blanding av primære, aromatiske aminer, metylendianilin og metafenylendiamin fortynnet med et vann-oppløselige oppløsningsmiddel. 6.Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den resulterende, i det vesentlige kontinuerlige strømmen av gelert, vandig bærervæske hvori det harpiksbelagte, partikkelformige materialet er suspendert, innføres i en sone i en underjordisk formasjon, og harpiksblandingen får herde, hvorved det partikkelformige materialet bringes til å danne en hard, permeabel masse i sonen. 7.Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at sonen omfatter et borehull som trenger gjennom den underjordiske formasjonen eller en sprekk som skapes eller er til stede i den underjordiske formasjonen. 8.Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det andre fortynningsmidlet omfatter minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av forbindelser med strukturformelen: hvor R er (CnH2n+i) hvor n er et helt tall 1 området fra 1 til 5, Ri er (CmH2m+i) hvor m er 0 eller et helt tall i området fra 1 til 4 eller hvor y er et helt tall i området fra 1 til 4, og X er H eller OH; og R2 er CaH2a hvor a er et helt tall i området fra 2 til 5, hvilken forbindelse er til stede i en mengde fra 4 til 20 deler pr. 100 vektdeler av polyepoksydharpiksen, og det første fortynningsmidlet omfatter minst en forbindelse valgt fra gruppen bestående av butylglycidyleter, kresolglycidyleter, allylglycidyleter og fenylglycidyleter, som foreligger i en mengde fra 2 til 35 deler pr. 100 vektdeler av polyepoksydharpiksen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/112,782 US4829100A (en) | 1987-10-23 | 1987-10-23 | Continuously forming and transporting consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO884691D0 NO884691D0 (no) | 1988-10-21 |
NO884691L NO884691L (no) | 1989-04-24 |
NO176842B true NO176842B (no) | 1995-02-27 |
NO176842C NO176842C (no) | 1995-06-07 |
Family
ID=22345821
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO884691A NO176842C (no) | 1987-10-23 | 1988-10-21 | Fremgangsmåte for kontinuerlig fremstilling og suspendering av konsoliderbart, harpiksbelagt, partikkelformig materiale i en gelert, vandig bærervæske |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4829100A (no) |
EP (1) | EP0313243B1 (no) |
AU (1) | AU614996B2 (no) |
CA (1) | CA1334692C (no) |
DE (1) | DE3850841T2 (no) |
NO (1) | NO176842C (no) |
Families Citing this family (160)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5058676A (en) * | 1989-10-30 | 1991-10-22 | Halliburton Company | Method for setting well casing using a resin coated particulate |
US4964465A (en) * | 1989-11-06 | 1990-10-23 | Texaco Inc. | Method employing liquidized sand for controlling lost circulation of drilling fluids |
US5128390A (en) * | 1991-01-22 | 1992-07-07 | Halliburton Company | Methods of forming consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels |
US5095987A (en) * | 1991-01-31 | 1992-03-17 | Halliburton Company | Method of forming and using high density particulate slurries for well completion |
US5232961A (en) * | 1991-08-19 | 1993-08-03 | Murphey Joseph R | Hardenable resin compositions and methods |
US5226479A (en) * | 1992-01-09 | 1993-07-13 | The Western Company Of North America | Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker |
US5211234A (en) * | 1992-01-30 | 1993-05-18 | Halliburton Company | Horizontal well completion methods |
US5321062A (en) * | 1992-10-20 | 1994-06-14 | Halliburton Company | Substituted alkoxy benzene and use thereof as wetting aid for polyepoxide resins |
US5420174A (en) * | 1992-11-02 | 1995-05-30 | Halliburton Company | Method of producing coated proppants compatible with oxidizing gel breakers |
US5368102A (en) * | 1993-09-09 | 1994-11-29 | Halliburton Company | Consolidatable particulate material and well treatment method |
US5393810A (en) * | 1993-12-30 | 1995-02-28 | Halliburton Company | Method and composition for breaking crosslinked gels |
US5833000A (en) * | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5775425A (en) * | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
US5839510A (en) * | 1995-03-29 | 1998-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US6047772A (en) * | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US6209643B1 (en) * | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
US5804612A (en) * | 1995-06-08 | 1998-09-08 | Arkwright, Incorporated | Transparent anti-fog coating |
US5799734A (en) * | 1996-07-18 | 1998-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of forming and using particulate slurries for well completion |
US5960880A (en) * | 1996-08-27 | 1999-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Unconsolidated formation stimulation with sand filtration |
US5791415A (en) | 1997-03-13 | 1998-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimulating wells in unconsolidated formations |
US5921317A (en) * | 1997-08-14 | 1999-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coating well proppant with hardenable resin-fiber composites |
AU738914C (en) | 1997-10-16 | 2002-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completing wells in unconsolidated subterranean zones |
US6003600A (en) | 1997-10-16 | 1999-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones |
US6427775B1 (en) | 1997-10-16 | 2002-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completing wells in unconsolidated subterranean zones |
US6481494B1 (en) | 1997-10-16 | 2002-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for frac/gravel packs |
US5944105A (en) * | 1997-11-11 | 1999-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well stabilization methods |
US6124246A (en) * | 1997-11-17 | 2000-09-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature epoxy resin compositions, additives and methods |
DE69815054T2 (de) * | 1998-02-03 | 2003-11-27 | Halliburton Energy Serv Inc | Verfahren zur schnellen Verfestigung von Teilchen in Bohrlöcher |
US6006835A (en) * | 1998-02-17 | 1999-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for sealing subterranean zones using foamed resin |
US6012524A (en) * | 1998-04-14 | 2000-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remedial well bore sealing methods and compositions |
US6068055A (en) | 1998-06-30 | 2000-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well sealing compositions and methods |
US6059035A (en) * | 1998-07-20 | 2000-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean zone sealing methods and compositions |
US6098711A (en) * | 1998-08-18 | 2000-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for sealing pipe in well bores |
US6279652B1 (en) | 1998-09-23 | 2001-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Heat insulation compositions and methods |
US6328106B1 (en) | 1999-02-04 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing subterranean zones |
US6271181B1 (en) | 1999-02-04 | 2001-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing subterranean zones |
US6244344B1 (en) | 1999-02-09 | 2001-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for cementing pipe strings in well bores |
US6234251B1 (en) | 1999-02-22 | 2001-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resilient well cement compositions and methods |
US6155348A (en) * | 1999-05-25 | 2000-12-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimulating unconsolidated producing zones in wells |
US6311773B1 (en) | 2000-01-28 | 2001-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin composition and methods of consolidating particulate solids in wells with or without closure pressure |
US6321841B1 (en) | 2001-02-21 | 2001-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing pipe strings in disposal wells |
US6928709B2 (en) | 2001-10-19 | 2005-08-16 | Shell Oil Company | Apparatus for remote installation of devices for reducing drag and vortex induced vibration |
US6962200B2 (en) * | 2002-01-08 | 2005-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for consolidating proppant in subterranean fractures |
US7216711B2 (en) | 2002-01-08 | 2007-05-15 | Halliburton Eenrgy Services, Inc. | Methods of coating resin and blending resin-coated proppant |
US7267171B2 (en) | 2002-01-08 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing the surface of a subterranean formation |
US6668926B2 (en) * | 2002-01-08 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating proppant in subterranean fractures |
US7343973B2 (en) | 2002-01-08 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing surfaces of subterranean formations |
US6725931B2 (en) | 2002-06-26 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells |
US6698519B2 (en) | 2002-01-18 | 2004-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming permeable sand screens in well bores |
US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
US6793017B2 (en) | 2002-07-24 | 2004-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for transferring material in a wellbore |
US20040023818A1 (en) * | 2002-08-05 | 2004-02-05 | Nguyen Philip D. | Method and product for enhancing the clean-up of hydrocarbon-producing well |
US6705400B1 (en) | 2002-08-28 | 2004-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for forming subterranean fractures containing resilient proppant packs |
US6776236B1 (en) | 2002-10-16 | 2004-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated formations |
US6766858B2 (en) * | 2002-12-04 | 2004-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for managing the production of a well |
US6866099B2 (en) * | 2003-02-12 | 2005-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones |
US20040211561A1 (en) * | 2003-03-06 | 2004-10-28 | Nguyen Philip D. | Methods and compositions for consolidating proppant in fractures |
CA2644213C (en) | 2003-03-18 | 2013-10-15 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations using mixed density proppants or sequential proppant stages |
US7114570B2 (en) | 2003-04-07 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US6978836B2 (en) | 2003-05-23 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production |
US7114560B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation |
US7413010B2 (en) | 2003-06-23 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remediation of subterranean formations using vibrational waves and consolidating agents |
US7013976B2 (en) | 2003-06-25 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean formations |
US7021379B2 (en) | 2003-07-07 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing consolidation strength of proppant in subterranean fractures |
US7066258B2 (en) | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
US7090017B2 (en) * | 2003-07-09 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low cost method and apparatus for fracturing a subterranean formation with a sand suspension |
US8541051B2 (en) * | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
US7017665B2 (en) | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
US7156194B2 (en) | 2003-08-26 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulate |
US7059406B2 (en) | 2003-08-26 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Production-enhancing completion methods |
US7237609B2 (en) | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
US7032667B2 (en) | 2003-09-10 | 2006-04-25 | Halliburtonn Energy Services, Inc. | Methods for enhancing the consolidation strength of resin coated particulates |
US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
US7829507B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
US7345011B2 (en) | 2003-10-14 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for mitigating the production of water from subterranean formations |
US7063150B2 (en) | 2003-11-25 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for preparing slurries of coated particulates |
US7195068B2 (en) | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
US7131493B2 (en) | 2004-01-16 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using sealants in multilateral junctions |
US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
US7063151B2 (en) | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7213651B2 (en) * | 2004-06-10 | 2007-05-08 | Bj Services Company | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
US7073581B2 (en) | 2004-06-15 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electroconductive proppant compositions and related methods |
US7547665B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7621334B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7475728B2 (en) | 2004-07-23 | 2009-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations |
US7255169B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
US7281580B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
US7413017B2 (en) | 2004-09-24 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations |
US7757768B2 (en) | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
US7553800B2 (en) | 2004-11-17 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations |
US7281581B2 (en) | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US7273099B2 (en) | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
US7334635B2 (en) | 2005-01-14 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing subterranean wells |
RU2433157C2 (ru) * | 2005-01-21 | 2011-11-10 | Фэйрмаунт Минералз, Лтд. | Отклоняющая жидкость |
US20080009423A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7353876B2 (en) | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
US7497258B2 (en) | 2005-02-01 | 2009-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating zones in subterranean formations using self-degrading cement compositions |
US8598092B2 (en) * | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
US20060172894A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
US7334636B2 (en) | 2005-02-08 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam |
US7506689B2 (en) | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
US7318473B2 (en) | 2005-03-07 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to maintaining the structural integrity of deviated well bores |
US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7662753B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7608567B2 (en) * | 2005-05-12 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US7484564B2 (en) | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7595280B2 (en) | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
US7461697B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon |
US20070173416A1 (en) | 2006-01-20 | 2007-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment compositions for use in acidizing a well |
US7776797B2 (en) * | 2006-01-23 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions |
US8132623B2 (en) * | 2006-01-23 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using lost circulation compositions |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US7665517B2 (en) | 2006-02-15 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
US7407010B2 (en) | 2006-03-16 | 2008-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of coating particulates |
US7608566B2 (en) | 2006-03-30 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
US8329621B2 (en) * | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
US20080060811A1 (en) * | 2006-09-13 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to control the physical interface between two or more fluids |
US7455112B2 (en) | 2006-09-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the control of the rates of acid-generating compounds in acidizing operations |
US20080108522A1 (en) * | 2006-11-07 | 2008-05-08 | Bj Services Company | Use of anionic surfactants as hydration aid for fracturing fluids |
US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
US20100179077A1 (en) * | 2006-12-19 | 2010-07-15 | Rajesh Turakhia | Coating composition for proppant and the method of making the same |
US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US9057014B2 (en) | 2007-12-11 | 2015-06-16 | Aquasmart Enterprises, Llc | Hydraulic fracture composition and method |
US10920494B2 (en) | 2007-12-11 | 2021-02-16 | Aquasmart Enterprises, Llc | Hydraulic fracture composition and method |
US9856415B1 (en) | 2007-12-11 | 2018-01-02 | Superior Silica Sands, LLC | Hydraulic fracture composition and method |
US20170137703A1 (en) | 2007-12-11 | 2017-05-18 | Superior Silica Sands, LLC | Hydraulic fracture composition and method |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
US9206349B2 (en) * | 2008-04-17 | 2015-12-08 | Dow Global Technologies Llc | Powder coated proppant and method of making the same |
US7906464B2 (en) * | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
US8205675B2 (en) | 2008-10-09 | 2012-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
US9890319B2 (en) | 2009-11-18 | 2018-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and systems for combatting lost circulation and methods of using the same |
US9920610B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using diverter and proppant mixture |
US10041327B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Diverting systems for use in low temperature well treatment operations |
CA2816025C (en) | 2012-05-14 | 2021-01-26 | Gasfrac Energy Services Inc. | Hybrid lpg frac |
BR112014032573A2 (pt) | 2012-06-26 | 2017-06-27 | Baker Hughes Inc | métodos de melhorar rede de fratura hidráulica |
WO2014004689A2 (en) | 2012-06-26 | 2014-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations |
US11111766B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-09-07 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of improving hydraulic fracture network |
US10988678B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well treatment operations using diverting system |
US20140144638A1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for Controlling Unconsolidated Particulates in a Subterranean Formation |
US9429006B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
US10077645B2 (en) * | 2013-04-26 | 2018-09-18 | Carbo Ceramics Inc. | Compositions and methods for use of proppant surface chemistry to improve proppant consolidation and flowback control |
US9512349B2 (en) * | 2013-07-11 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Solid-supported crosslinker for treatment of a subterranean formation |
WO2015020656A1 (en) * | 2013-08-08 | 2015-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverting resin for stabilizing particulate in a well |
CA2961350A1 (en) | 2014-08-15 | 2016-02-18 | Baker Hughes Incorporated | Diverting systems for use in well treatment operations |
US10221352B2 (en) | 2015-04-29 | 2019-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thermoset coating compositions for sand particulates in subterranean operations |
WO2017116467A1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-07-06 | Dandawate Monica Rajendra | Silane-based tackifiers for treatment of subterranean formations |
US11421144B2 (en) * | 2017-02-27 | 2022-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed release of resin curing agent |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3625287A (en) * | 1970-02-03 | 1971-12-07 | Halliburton Co | Method of improving strength and stability of sand consolidations made with resin systems |
US4042032A (en) * | 1973-06-07 | 1977-08-16 | Halliburton Company | Methods of consolidating incompetent subterranean formations using aqueous treating solutions |
US4074760A (en) * | 1976-11-01 | 1978-02-21 | The Dow Chemical Company | Method for forming a consolidated gravel pack |
US4199484A (en) * | 1977-10-06 | 1980-04-22 | Halliburton Company | Gelled water epoxy sand consolidation system |
US4247430A (en) * | 1979-04-11 | 1981-01-27 | The Dow Chemical Company | Aqueous based slurry and method of forming a consolidated gravel pack |
GB2099041B (en) * | 1981-05-22 | 1984-10-10 | Shell Int Research | Method of placing and consolidating a mass of particulate material and composition for use in carrying out said method |
-
1987
- 1987-10-23 US US07/112,782 patent/US4829100A/en not_active Expired - Lifetime
-
1988
- 1988-10-07 EP EP88309406A patent/EP0313243B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-10-07 DE DE3850841T patent/DE3850841T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1988-10-12 AU AU23647/88A patent/AU614996B2/en not_active Expired
- 1988-10-21 CA CA000580859A patent/CA1334692C/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-10-21 NO NO884691A patent/NO176842C/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US4829100A (en) | 1989-05-09 |
DE3850841T2 (de) | 1994-11-10 |
AU2364788A (en) | 1989-04-27 |
NO176842C (no) | 1995-06-07 |
NO884691L (no) | 1989-04-24 |
CA1334692C (en) | 1995-03-07 |
NO884691D0 (no) | 1988-10-21 |
EP0313243A3 (en) | 1989-07-19 |
EP0313243B1 (en) | 1994-07-27 |
EP0313243A2 (en) | 1989-04-26 |
AU614996B2 (en) | 1991-09-19 |
DE3850841D1 (de) | 1994-09-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO176842B (no) | Fremgangsmåte for kontinuerlig fremstilling og suspendering av konsoliderbart, harpiksbelagt, partikkelformig materiale i en gelert, vandig bærervæske | |
US4942186A (en) | Continuously forming and transporting consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels | |
US5128390A (en) | Methods of forming consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels | |
EP0643196B1 (en) | Consolidatable particulate material and well treatment method | |
US5232961A (en) | Hardenable resin compositions and methods | |
AU2004201317B2 (en) | Methods and compositions for consolidating proppant in subterranean fractures | |
US5559086A (en) | Epoxy resin composition and well treatment method | |
US5321062A (en) | Substituted alkoxy benzene and use thereof as wetting aid for polyepoxide resins | |
US5211234A (en) | Horizontal well completion methods | |
US5095987A (en) | Method of forming and using high density particulate slurries for well completion | |
US3854533A (en) | Method for forming a consolidated gravel pack in a subterranean formation | |
AU2003204526B2 (en) | Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells | |
US20170145302A1 (en) | Self-suspending proppant and preparation and use thereof | |
US20100186959A1 (en) | Methods for treating a well by simultaneously introducing into a mixer streams of water, a viscosity-increasing agent, and a particulate and introducing the mixture into the well | |
NO152011B (no) | Vandige blandinger for konsolideringsformaal, inneholdende et polyepoxyd, et polysaccharid og overflateaktive midler, fremgangsmaate for fremstilling av en slik blanding og blandingenes anvendelse | |
EA017431B1 (ru) | Приготовление вязкой композиции под землей | |
AU2017400546B2 (en) | Delayed release of resin curing agent | |
CN107690465A (zh) | 聚集组合物、改性颗粒状固体组合物及其制备和使用方法 | |
CN112940706A (zh) | 一体化复合酸及其制备方法 | |
WO2014176078A1 (en) | Methods and compositions of treating subterranean formations with a novel resin system | |
AU2022204154B2 (en) | Water soluble polymers for fiber dispersion | |
WO2018125090A1 (en) | Methods for treating fracture faces in propped fractures using fine particulates | |
US10870795B2 (en) | Rheology modifier | |
NO760422L (no) | Fremgangsm}te for } danne en h¦ypermeabel massse i en underjordisk forekomst |