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 PDF

Info

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
Application number
NO884691A
Other languages
English (en)
Other versions
NO176842C (no
NO884691L (no
NO884691D0 (no
Inventor
Joseph R Murphey
Kenneth D Totty
Original Assignee
Halliburton Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of NO884691D0 publication Critical patent/NO884691D0/no
Publication of NO884691L publication Critical patent/NO884691L/no
Publication of NO176842B publication Critical patent/NO176842B/no
Publication of NO176842C publication Critical patent/NO176842C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805Coated proppants
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08JWORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
    • C08J3/00Processes of treating or compounding macromolecular substances
    • C08J3/20Compounding polymers with additives, e.g. colouring
    • C08J3/205Compounding polymers with additives, e.g. colouring in the presence of a continuous liquid phase
    • C08J3/21Compounding polymers with additives, e.g. colouring in the presence of a continuous liquid phase the polymer being premixed with a liquid phase
    • C08J3/215Compounding 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
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08LCOMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L63/00Compositions of epoxy resins; Compositions of derivatives of epoxy resins
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/56Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/5751Macromolecular compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08JWORKING-UP; GENERAL PROCESSES OF COMPOUNDING; AFTER-TREATMENT NOT COVERED BY SUBCLASSES C08B, C08C, C08F, C08G or C08H
    • C08J2363/00Characterised 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)

  1. 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. 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. 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 eller
    hvor y er et helt tall i området på fra 1 til 4, og X er H eller OE; og
    R2 er CaH2a hvor a er et helt tall i området fra 2 til 5. 4
    Fremgangsmåte 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.
NO884691A 1987-10-23 1988-10-21 Fremgangsmåte for kontinuerlig fremstilling og suspendering av konsoliderbart, harpiksbelagt, partikkelformig materiale i en gelert, vandig bærervæske NO176842C (no)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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