NO20151254A1 - Aggregeringsreagenser, modifisert partikkelformige metalloksider, samt fremgangsmåter for fremstilling og anvendelse derav - Google Patents
Aggregeringsreagenser, modifisert partikkelformige metalloksider, samt fremgangsmåter for fremstilling og anvendelse derav Download PDFInfo
- Publication number
- NO20151254A1 NO20151254A1 NO20151254A NO20151254A NO20151254A1 NO 20151254 A1 NO20151254 A1 NO 20151254A1 NO 20151254 A NO20151254 A NO 20151254A NO 20151254 A NO20151254 A NO 20151254A NO 20151254 A1 NO20151254 A1 NO 20151254A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oxides
- mixtures
- combinations
- group
- sand
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 65
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 title claims description 43
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 title claims description 42
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 17
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 118
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 85
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 70
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 69
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 68
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 claims description 50
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 48
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 claims description 44
- -1 phosphate ester Chemical class 0.000 claims description 37
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 35
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 33
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 32
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims description 30
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 23
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 claims description 22
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 20
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical group N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 15
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 14
- 230000004931 aggregating effect Effects 0.000 claims description 12
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 11
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 11
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 10
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims description 9
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical group [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical group [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000001301 oxygen Chemical group 0.000 claims description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000011574 phosphorus Chemical group 0.000 claims description 8
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000001226 triphosphate Substances 0.000 claims description 8
- 235000011178 triphosphate Nutrition 0.000 claims description 8
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims description 7
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims description 7
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 claims description 7
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011630 iodine Substances 0.000 claims description 7
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- 239000011593 sulfur Chemical group 0.000 claims description 7
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RWRDLPDLKQPQOW-UHFFFAOYSA-N Pyrrolidine Chemical compound C1CCNC1 RWRDLPDLKQPQOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- AIXAANGOTKPUOY-UHFFFAOYSA-N carbachol Chemical group [Cl-].C[N+](C)(C)CCOC(N)=O AIXAANGOTKPUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N imidazole Natural products C1=CNC=N1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N Aniline Chemical compound NC1=CC=CC=C1 PAYRUJLWNCNPSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SIKJAQJRHWYJAI-UHFFFAOYSA-N Indole Chemical compound C1=CC=C2NC=CC2=C1 SIKJAQJRHWYJAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N Piperidine Chemical compound C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KYQCOXFCLRTKLS-UHFFFAOYSA-N Pyrazine Chemical compound C1=CN=CC=N1 KYQCOXFCLRTKLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N Pyrrole Chemical compound C=1C=CNC=1 KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N Quinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC=CC=C21 SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DZBUGLKDJFMEHC-UHFFFAOYSA-N acridine Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3N=C21 DZBUGLKDJFMEHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000000151 deposition Methods 0.000 claims description 4
- AWJUIBRHMBBTKR-UHFFFAOYSA-N isoquinoline Chemical compound C1=NC=CC2=CC=CC=C21 AWJUIBRHMBBTKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- MRELNEQAGSRDBK-UHFFFAOYSA-N lanthanum oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[La+3].[La+3] MRELNEQAGSRDBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- PLDDOISOJJCEMH-UHFFFAOYSA-N neodymium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Nd+3].[Nd+3] PLDDOISOJJCEMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- XSCHRSMBECNVNS-UHFFFAOYSA-N quinoxaline Chemical compound N1=CC=NC2=CC=CC=C21 XSCHRSMBECNVNS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ZIKATJAYWZUJPY-UHFFFAOYSA-N thulium (III) oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Tm+3].[Tm+3] ZIKATJAYWZUJPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000012245 magnesium oxide Nutrition 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 235000017060 Arachis glabrata Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000105624 Arachis hypogaea Species 0.000 claims description 2
- 235000010777 Arachis hypogaea Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000018262 Arachis monticola Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000009025 Carya illinoensis Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000068645 Carya illinoensis Species 0.000 claims description 2
- QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N Copper oxide Chemical class [Cu]=O QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 claims description 2
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 claims description 2
- PCNDJXKNXGMECE-UHFFFAOYSA-N Phenazine Natural products C1=CC=CC2=NC3=CC=CC=C3N=C21 PCNDJXKNXGMECE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CZPWVGJYEJSRLH-UHFFFAOYSA-N Pyrimidine Chemical compound C1=CN=CN=C1 CZPWVGJYEJSRLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- YJZATOSJMRIRIW-UHFFFAOYSA-N [Ir]=O Chemical class [Ir]=O YJZATOSJMRIRIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UPEMFLOMQVFMCZ-UHFFFAOYSA-N [O--].[O--].[O--].[Pm+3].[Pm+3] Chemical class [O--].[O--].[O--].[Pm+3].[Pm+3] UPEMFLOMQVFMCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XHCLAFWTIXFWPH-UHFFFAOYSA-N [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[V+5].[V+5] Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[V+5].[V+5] XHCLAFWTIXFWPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ROZSPJBPUVWBHW-UHFFFAOYSA-N [Ru]=O Chemical class [Ru]=O ROZSPJBPUVWBHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WRWOVDSMUMEITO-UHFFFAOYSA-N actinium(iii) oxide Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Ac+3].[Ac+3] WRWOVDSMUMEITO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910000410 antimony oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- CSSYLTMKCUORDA-UHFFFAOYSA-N barium(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Ba+2] CSSYLTMKCUORDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- KOPBYBDAPCDYFK-UHFFFAOYSA-N caesium oxide Chemical class [O-2].[Cs+].[Cs+] KOPBYBDAPCDYFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001942 caesium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical class [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 claims description 2
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 claims description 2
- 229910000420 cerium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- DRVWBEJJZZTIGJ-UHFFFAOYSA-N cerium(3+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Ce+3].[Ce+3] DRVWBEJJZZTIGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UOUJSJZBMCDAEU-UHFFFAOYSA-N chromium(3+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Cr+3].[Cr+3] UOUJSJZBMCDAEU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N cobalt(ii) oxide Chemical class [Co]=O IVMYJDGYRUAWML-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000002009 diols Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910003440 dysprosium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- GEZAXHSNIQTPMM-UHFFFAOYSA-N dysprosium(3+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Dy+3].[Dy+3] GEZAXHSNIQTPMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZXGIFJXRQHZCGJ-UHFFFAOYSA-N erbium(3+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Er+3].[Er+3] ZXGIFJXRQHZCGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VQCBHWLJZDBHOS-UHFFFAOYSA-N erbium(III) oxide Inorganic materials O=[Er]O[Er]=O VQCBHWLJZDBHOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001940 europium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- AEBZCFFCDTZXHP-UHFFFAOYSA-N europium(3+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Eu+3].[Eu+3] AEBZCFFCDTZXHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001195 gallium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- YBMRDBCBODYGJE-UHFFFAOYSA-N germanium oxide Inorganic materials O=[Ge]=O YBMRDBCBODYGJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PZOUSPYUWWUPPK-UHFFFAOYSA-N indole Natural products CC1=CC=CC2=C1C=CN2 PZOUSPYUWWUPPK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RKJUIXBNRJVNHR-UHFFFAOYSA-N indolenine Natural products C1=CC=C2CC=NC2=C1 RKJUIXBNRJVNHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910000457 iridium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 claims description 2
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FUJCRWPEOMXPAD-UHFFFAOYSA-N lithium oxide Chemical class [Li+].[Li+].[O-2] FUJCRWPEOMXPAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001947 lithium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N manganese(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Mn+2] PPNAOCWZXJOHFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- 229910003455 mixed metal oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000476 molybdenum oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000484 niobium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- URLJKFSTXLNXLG-UHFFFAOYSA-N niobium(5+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Nb+5].[Nb+5] URLJKFSTXLNXLG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910000487 osmium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- MOWNZPNSYMGTMD-UHFFFAOYSA-N oxidoboron Chemical class O=[B] MOWNZPNSYMGTMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VTRUBDSFZJNXHI-UHFFFAOYSA-N oxoantimony Chemical class [Sb]=O VTRUBDSFZJNXHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CJJMLLCUQDSZIZ-UHFFFAOYSA-N oxobismuth Chemical class [Bi]=O CJJMLLCUQDSZIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PVADDRMAFCOOPC-UHFFFAOYSA-N oxogermanium Chemical class [Ge]=O PVADDRMAFCOOPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N oxomolybdenum Chemical class [Mo]=O PQQKPALAQIIWST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical class [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JIWAALDUIFCBLV-UHFFFAOYSA-N oxoosmium Chemical class [Os]=O JIWAALDUIFCBLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- MUMZUERVLWJKNR-UHFFFAOYSA-N oxoplatinum Chemical class [Pt]=O MUMZUERVLWJKNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DYIZHKNUQPHNJY-UHFFFAOYSA-N oxorhenium Chemical class [Re]=O DYIZHKNUQPHNJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SJLOMQIUPFZJAN-UHFFFAOYSA-N oxorhodium Chemical class [Rh]=O SJLOMQIUPFZJAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OTCVAHKKMMUFAY-UHFFFAOYSA-N oxosilver Chemical class [Ag]=O OTCVAHKKMMUFAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VVRQVWSVLMGPRN-UHFFFAOYSA-N oxotungsten Chemical class [W]=O VVRQVWSVLMGPRN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- MMKQUGHLEMYQSG-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);praseodymium(3+) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Pr+3].[Pr+3] MMKQUGHLEMYQSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- YIONJVUULJNSMK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);rubidium(1+) Chemical class [O-2].[Rb+].[Rb+] YIONJVUULJNSMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HJGMWXTVGKLUAQ-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);scandium(3+) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Sc+3].[Sc+3] HJGMWXTVGKLUAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- BPUBBGLMJRNUCC-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);tantalum(5+) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Ta+5].[Ta+5] BPUBBGLMJRNUCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DNNLEMIRRGUGOZ-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);thorium(4+) Chemical class [O-2].[O-2].[Th+4] DNNLEMIRRGUGOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SOQBVABWOPYFQZ-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);titanium(4+) Chemical class [O-2].[O-2].[Ti+4] SOQBVABWOPYFQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UZLYXNNZYFBAQO-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);ytterbium(3+) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Yb+3].[Yb+3] UZLYXNNZYFBAQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RUDFQVOCFDJEEF-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);yttrium(3+) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Y+3].[Y+3] RUDFQVOCFDJEEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical class [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910003445 palladium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000020232 peanut Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 claims description 2
- CMPQUABWPXYYSH-UHFFFAOYSA-N phenyl phosphate Chemical class OP(O)(=O)OC1=CC=CC=C1 CMPQUABWPXYYSH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910003446 platinum oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 2
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 2
- CHWRSCGUEQEHOH-UHFFFAOYSA-N potassium oxide Chemical class [O-2].[K+].[K+] CHWRSCGUEQEHOH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001950 potassium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910003447 praseodymium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000003222 pyridines Chemical class 0.000 claims description 2
- JWVCLYRUEFBMGU-UHFFFAOYSA-N quinazoline Chemical compound N1=CN=CC2=CC=CC=C21 JWVCLYRUEFBMGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910003449 rhenium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910003450 rhodium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001952 rubidium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001925 ruthenium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001954 samarium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- FKTOIHSPIPYAPE-UHFFFAOYSA-N samarium(iii) oxide Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Sm+3].[Sm+3] FKTOIHSPIPYAPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZIJTYIRGFVHPHZ-UHFFFAOYSA-N selenium oxide(seo) Chemical class [Se]=O ZIJTYIRGFVHPHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Chemical class [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001923 silver oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical class [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- IATRAKWUXMZMIY-UHFFFAOYSA-N strontium oxide Chemical class [O-2].[Sr+2] IATRAKWUXMZMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001936 tantalum oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052714 tellurium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- PORWMNRCUJJQNO-UHFFFAOYSA-N tellurium atom Chemical compound [Te] PORWMNRCUJJQNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910003451 terbium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- SCRZPWWVSXWCMC-UHFFFAOYSA-N terbium(iii) oxide Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Tb+3].[Tb+3] SCRZPWWVSXWCMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910003438 thallium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910003452 thorium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001887 tin oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- QHGNHLZPVBIIPX-UHFFFAOYSA-N tin(ii) oxide Chemical class [Sn]=O QHGNHLZPVBIIPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001930 tungsten oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001935 vanadium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims description 2
- 229910003454 ytterbium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 67
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 66
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 61
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 20
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 14
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 9
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 8
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 4
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000010399 physical interaction Effects 0.000 description 2
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 description 2
- UUIPAJHTKDSSOK-UHFFFAOYSA-N (2-nonylphenyl) dihydrogen phosphate Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1OP(O)(O)=O UUIPAJHTKDSSOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000007580 dry-mixing Methods 0.000 description 1
- 230000009881 electrostatic interaction Effects 0.000 description 1
- HVFFICXFJBAZMU-UHFFFAOYSA-N ethoxy dihydrogen phosphate Chemical compound CCOOP(O)(O)=O HVFFICXFJBAZMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011491 glass wool Substances 0.000 description 1
- 238000011221 initial treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000010409 ironing Methods 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000733 zeta-potential measurement Methods 0.000 description 1
- 235000014692 zinc oxide Nutrition 0.000 description 1
- RNWHGQJWIACOKP-UHFFFAOYSA-N zinc;oxygen(2-) Chemical group [O-2].[Zn+2] RNWHGQJWIACOKP-UHFFFAOYSA-N 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/032—Inorganic additives
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—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
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/025—Consolidation of loose sand or the like round the wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Pigments, Carbon Blacks, Or Wood Stains (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Inorganic Compounds Of Heavy Metals (AREA)
Description
AGGREGERINGSREAGENSER, MODIFISERT PARTIKKELFORMIGE METALLOKSIDER, SAMT FREMGANGSMÅTER FOR FREMSTILLING OG ANVENDELSE DERAV
En utførelsesform av foreliggende oppfinnelse angår aggregerende reagenser, modifiserte partikkelformige metalloksider og fremgangsmåter for anvendelse og bruk derav.
I mange situasjoner er sand, partikkelformige metalloksidholdige faststoffer eller andre partikkelformige materialer eller faste materialer, vanskelige å konsolidere i undergrunnsformasjoner når de først er plassert der på grunn av deres manglende evne til aggregering eller til å klebe til hverandre eller til å danne aggregerte masser som tillater formasjonsfluidtilbakestrømning gjennom de plasserte eller innpumpede fluider uten å føre faststoffer tilbake til overflaten. I tillegg inntrer andre situasjoner der formasjonssand strømmer på grunn av formasjonen ikke-konsoliderte karakteristi-ka, og den strømmende sand transporteres til overflaten under brønnproduksjonen.
Selv om flere teknologier foreligger for å gjøre slike partikkelformige faststoffer klebri-ge med et klebriggjørende middel, er det et behov i teknologien for en annen behandlingsblanding for å bringe slike partikkelformige faststoffer til selvaggregering, og metoder for å fremstille selvaggregerende, partikkelformige faststoffer.
En utførelsesform av oppfinnelsen angår aggregeringsmidler for faste materialer eller substrater som inkluderer metalloksid eller keramiske faste materialer eller substrater (naturlige eller syntetiske), metalliske faste materialer eller substrater, polymere eller plastfaststoffer eller -substrater (naturlige eller syntetiske), faste plantematerialer eller -substrater (naturlige eller behandlet), eller andre typer faste materialer eller substrater, og metoder for fremstilling og bruk av disse.
Mer spesielt angår en utførelsesform av oppfinnelsen aggregeringsmidler for partikkelformige faststoffer eller -substrater der aggregeringsmidlene modifiserer overflate-egenskaper for de partikkelformige, faste materialer og øker deres aggregeringstil- bøyelighet eller -egenskaper. En utførelsesform av oppfinnelsen angår således belagte eller modifiserte, partikkelformige faste materialer som er i stand til selvaggregering. En utførelsesform av oppfinnelsen angår også metoder for aggregering av partikkelformige, faste stoffer, særlig i nedihullsanvendelser eller i hvilke som helst andre anvendelser der aggregering av partikkelformige, metalloksidholdige faststoffer er ønskelig.
I henhold til et første aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for å kontrollere sand- eller finpartikkelmigrering omfattende trinnet: pumping av et fluid inn i en formasjon med en hastighet og under et trykk egnet til å kontrollere sand- og finpartikkelproduksjon eller migrering inn i produksjonsfluidene der fluidet inkluderer en aggregeringsblanding omfattende et amid og en fosfatester og der preparatet øker et aggregeringspotensiale eller en aggregeringstilbøyelighet og/eller endrer et zetapotensiale på formasjonsoverflatene og/eller på finstoffene.
I henhold til et andre aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for å kontrollere sand- eller finstoffmigrering omfatte trinnet: å avsette et belagt, partikkelformig fast materiale, behandlet med en behandlingsblanding omfattende et amid og en fosfatester, under betingelser tilstrekkelig for aminet og fosfatesteren til å reagere under dannelse av et partielt eller fullstendig belegg på overflaten av partikkel-fastmateriale nær skjermtypesand- og finstoffkontrollinnretninger slik at sanden og/eller finstoffene trekkes til de belagte partikler og ikke treffer eller tetter skjermen i skjerminnretningen.
Det beskrives også en fremgangsmåte for å forandre et aggregeringspotensiale eller - tilbøyelighet hos et partikkelformig fast materiale omfattende trinnene: å bringe det partikkelformige, faste materiale i kontakt med en blanding som inkluderer et amin og en trifosfatester under betingelser som er tilstrekkelige for at aminet og trifosfatesteren reagerer under dannelse av et partielt eller fullstendig belegg på overflaten av det faste, partikkelformige materialet.
Det beskrives også en fremgangsmåte for frakturenng av en formasjon omfattende trinnet: pumping av et fraktureringsfluid inkludert et proppemiddel inn i en produserende formasjon under et trykk tilstrekkelig til å fakturere formasjonen og å forsterke produktivitet, der proppemidlet propper opp formasjonen etter fakturering og der proppemidlet omfatter et partikkelformig faststoff som er behandlet med en behandlingsblanding omfattende et amin og en trifosfatester under betingelser som er tilstrekkelige for aminet og trifosfatesteren til å reagere under dannelse av et partielt eller fullstendig belegg på overflatene av et partikkelformig, fast materiale.
Det beskrives også en fremgangsmåte for fakturering av en formasjon omfattende trinnet: pumping av et fraktureringsfluid; og å pumpe et proppemiddel omfattende en belagt, partikkelformig fast blanding behandlet med en behandlingsblanding inkludert et amin og en trifosfatester under betingelser tilstrekkelig til at aminet og trifosfatesteren reagerer under dannelse av et partielt eller fullstendig belegg på overflaten av det partikkelformige, faste materialet, der de belagte partikler propper opp frakturformasjonen og tenderer til aggregering til formasjonsoverflatene og/eller formasjonspartikler dannet under faktureringen for derved å forsterke formasjonsproduktiviteten.
Det beskrives også en fremgangsmåte for boring omfattende trinnet: under boring å
sirkulere et borefluid for å gi borkronesmøring, varmefjerning og borkaksfjerning, der borefluidet inkluderer en aggregeringsblanding som inkluderer et amin og en fosfatester, og der preparatet øker et aggregeringspotensiale eller -tilbøyelighet og/eller endrer et zetapotensiale for det tilstedeværende partikkelformige faststoffet i borefluidet eller som rives med i borefluidet, for å øke faststoffjerningen.
Det beskrives også en fremgangsmåte for boring omfattende trinnet: under boring, sirkulering av et første borefluid for å gi borkronesmøring, varmefjerning og borkaksfjerning; ved møte med en underjordisk struktur som gir uønskede mengder av partikkelformige faststoffer, forandring av det første borefluid til et andre borefluid som inkluderer en aggregeringsblanding omfattende et amin og en fosfatester, for å gi bor-kronesmøring, varmefjerning og borkaksfjerning og å øke et aggregeringspotensiale eller å redusere den absolutte verdi av et zetapotensiale hos ethvert partikkelformig faststoff i borefluidet eller som blir revet med i dette, for å øke faststoff jern ing.
Det beskrives også en fremgangsmåte for produksjon, omfatte trinnet: sirkulering og/eller pumping av et fluid inn i en brønn under produksjon, der fluidet inkluderer en aggregeringsblanding omfattende et amin og en fosfatester for å gi borkronesmøring, varmefjerning og borkaksfjerning og å øke et aggregeringspotensiale eller redusere den absolutte verdi for et zetapotensiale for tilstedeværende partikkelformige faststoffer i fluidet eller som blir revet med i fluidet, for å øke fastpartikkelfjerningen og å redusere potensialet for partiklene til å tette formasjonen og/eller produksjonsrøret.
Det beskrives også et preparat omfattende et partikkelformig materiale med en overflate som har et partielt eller fullstendig belegg avsatt på seg, og der belegget omfatter et reaksjonsprodukt av en fosfatester og et amin og der de belagte partikler har forbedrede selvaggregeringsegenskaper.
Det beskrives også et substrat omfattende overflater som partielt eller fullstendig er belagt med et reaksjonsprodukt av et amin og en fosfatester, der belegget er deformerbart og der substratet er ideelt egnet for filtrering av finstoffer og/eller andre partikkelformige materialer fra et fluid, særlig fluider benyttet i olje/gassbrønnboring, - komplettering, -produksjon, -frakturering, -propping eller andre produksjonsforster-kende prosesser eller relaterte anvendelser.
Det beskrives også et proppemiddel omfattende et partikkelformig fast materiale hvis overflate partielt eller fullstendig er belagt med et reaksjonsprodukt av et amin og en fosfatester, der belegget er deformerbart og er tildannet for å tvinges inn i kaviteter av en fakturert formasjon og å proppe opp kavitetene og forhindre disse fra å falle sammen.
Blandinger
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer et partikkelformig fast materiale som et metalloksidholdig faststoff med forbedrede, selvaggregerende egenskaper. Den forbedrede selvaggregering eller tilbøyeligheten til aggregering hos partiklene skyldes at overflatene av de partikkelformige faststoffer har et belegg som inkluderer et reaksjonsprodukt ev en fosfatester og et amin.
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer et partikkelformig, fast materiale som metalloksidholdige faststoffer med et belegg som inkluderer et reaksjonsprodukt av et amin og en fosfatester der belegget deformeres under trykk og gir en forsterket ag-gregeringstilbøyelighet for de faste partikler.
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer et aggregert, partikkelformig fast materiale som metalloksidholdig, fast blanding inkludert et partikkelformig, metalloksidholdig faststoff som er belagt med et reaksjonsprodukt av et amin og en fosfatester, der belegget er deformerbart.
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer et substrat med overflater som partielt eller fullstendig er belagt med en blanding ifølge oppfinnelsen omfattende et reaksjonsprodukt av et amin og en fosfatester, der belegget er deformerbart, og der substratet er ideelt egnet for filtrering av finstoffer og/eller andre partikkelformige materialer fra et fluid, særlig fluider som benyttes i olje/gassbrønnboring,
-komplettering, -produksjon, -frakturering, -propping, eller andre produksjonsforster-kende prosesser eller andre relaterte anvendelser. Strukturene kan være keramiske eller keramiske fibere eller ull belagt partielt eller fullstendig med blandinger ifølge
oppfinnelsen. Slike strukturer er velegnet til filtermedier for anvendelse med eller uten duker.
Fremgangsmåter for behandling
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for å forandre et aggregeringspotensiale eller en aggregeringstilbøyelighet for et partikkelformig fast materiale som et metalloksidholdig faststoff, der metoden inkluderer å bringe det partikkelformige, faste materialet i kontakt med en blanding som inkluderer et amin og en fosfatester, under betingelser som er tilstrekkelige for at aminet og fosfatesteren reagerer under dannelsen av et partielt eller fullstendig belegg på overflatene av det partikkelformige, faste materialet.
Metoder for å anvende behandlingsmetoder
Frakturering
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for frakturering av en formasjon der fremgangsmåten inkluderer pumping av et fraktureringsfluid som inkluderer et proppemiddel, inn i en produserende formasjon under et trykk tilstrekkelig til å frakturere formasjonen og å øke produktiviteten, der proppemidlet propper formasjonen åpen etter frakturering og der proppemidlet omfatter et partikkelformig faststoff som er behandlet med en behandlingsblanding som omfatter et amin og en fosfatester under betingelser tilstrekkelig til at aminet og fosfatesteren reagerer under dannelse av et partielt eller fullstendig belegg på overflatene av det partikkelformige, faste materialet.
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for frakturering av en formasjon som inkluderer trinnet pumping av et fraktureringsfluid som inkluderer et proppemiddel og en aggregeringsblanding ifølge oppfinnelsen, inn i en produserende formasjon under et trykk tilstrekkelig til å frakturere formasjonen og å øke produktiviteten. Preparatet resulterer i en modifikasjon av en aggregeringstilbøyelighet, og/eller zetapotensiale hos proppemidlet, formasjonspartikler og formasjonsoverflater, slik at formasjonspartiklene og/eller proppemidlet aggregerer og/eller kleber til formasjonsoverflatene.
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for frakturering av en formasjon som inkluderer trinnet pumping av et fraktureringsfluid som inkluderer en aggregerende blanding ifølge oppfinnelsen, inn i en produserende formasjon under et trykk tilstrekkelig til å frakturere formasjonen og å forsterke produktiviteten. Blandingen resulterer i en modifisering av en aggregeringstilbøyelighet, et aggregeringspo tensiale og/eller zetapotensiale for formasjonspartiklene og formasjonsoverflatene slik at formasjonspartiklene aggregerer og/eller kleber til formasjonsoverflatene. Metoden kan også inkludere trinnet pumping av et proppemiddel omfattende en belagt partikkelformig faststoffblanding ifølge oppfinne-sen etter frakturering slik at de belagte partikler propper åpen den fakturerte formasjon og tenderer til aggregering til formasjonsoverflatene og/eller formasjonspartikler som dannes under fraktureringen.
Boring
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for boring som inkluderer trinnet, under boring, å sirkulere et borefluid for å gi borkronesmøring, varmefjerning og borkaksfjerning, der borefluidet inkluderer et aggregerende preparat ifølge oppfinnelsen. Preparatet øker et aggregeringspotensiale eller en -tilbøyelighet og/eller endrer et zetapotensiale for tilstedeværende partikkelformige, metalloksidholdige faststoffer i borefluidet eller som blir revet med i borefluidet, for å øke faststoff-fjerning. Metoden kan gjennomføres under overtrykkbetingelser eller underbalanserte betingelser eller under styrte trykkbetingelser. Metoden er spesielt godt skreddersydd til underbalanserte eller styrte trykkbetingelser.
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for boring og som inkluderer trinnet, under boring, å sirkulere et første borefluid for å gi borkronesmø-ring, varmefjerning og kaksfjerning. Ved møte med en undergrunnsstruktur som gir uønskede mengder av partikkelformige faststoffer, forandres det første borefluidet til et andre borefluid som inkluderer en blanding ifølge oppfinnelsen for å gi borkrones-møring, varmefjerning og borkaksfjerning og å øke aggregeringspotensiale eller redusere den absolutte verdi for zetapotensialet for tilstedeværende, partikkelformige faststoffer i borefluidet eller som blir revet med av dette, for å øke faststoffjerningen. Metoden kan foregå under overtrykksbetingelser eller underbalanserte betingelser eller under styrte trykkbetingelser. Metoden er spesielt godt egnet for underbalanserte eller styrte trykkbetingelser.
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer en metode for boring som inkluderer trinnet, under boring, å sirkulere et første fluid for å gi borkronesmøring, varmefjerning og borkaksfjerning; ved møte med en undergrunnsstruktur som gir uønskede mengder partikkelformige faststoffer, og å forandre det første borefluid til et andre borefluid som inkluderer en blanding ifølge oppfinnelsen, for å gi borkronesmøring, varmefjerning og borkaksfjerning og å øke et aggregeringspotensiale eller å redusere den absolutte verdi av zetapotensialet for tilstedeværende partikkelformige faststoffer i borefluidet eller som blir revet med av dette, for å øke faststoffjerningen; Og etter føring gjennom strukturen som gir uønskede mengder partikkelformige faststoffer, å forandre det andre borefluid til det første borefluid eller til et tredje borefluid. Metoden kan gjennomføres under overtrykksbetingelser eller underbalanserte betingelser eller under styrte trykkbetingelser. Metoden er spesielt godt egnet for underbalanserte eller styrte trykkbetingelser.
Produksjon
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer en metode for produksjon og som inkluderer trinnet sirkulering og/eller pumping av et fluid inn i en brønn under produksjon der fluidet inkluderer en blanding ifølge oppfinnelsen, som øker et aggregeringspotensiale eller reduserer den absolutte verdi for zetapotensialet for tilstedeværende partikkelformige faststoffer i fluidet eller som blir revet med av dette, for å øke fast-stoffpartikkelfjerningen og å redusere potensialet for partiklene til å tette formasjonen og/eller produksjonsledningene.
En utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringer også en fremgangsmåte for å kontrollere sand- eller finstoffmigrering og som inkluderer pumping av et fluid som inkluderer en blanding ifølge oppfinnelsen, gjennom en matriks i en hastighet og under et trykk til en formasjon for å kontrollere sand- og finstoffproduksjonen eller -migreringen inn i produksjonsfluidene.
En utførelsesform av oppfinnelsen gir også en annen metode for å kontrollere sand-eller finstoffmigrering inkludert å avsette et belagt, partikkelformig faststoffmateriale ifølge oppfinnelsen nær sand- og finstoffkontrollmidler av skjermtypen slik at sand og/eller finstoffer trekkes mot de belagte partikler og ikke møter eller tetter skjermen i skjermtypeinnretningen.
Som eksempel skal det henvises til de vedlagte figurer, der:
Figur 1 er et fotografi som viser en ubehandlet sandpakke og sandpakker behandlet med 5 % på volum/vektbasis av aggregerende blandinger, angitt med SG-5, henholdsvis SG-1; Figur 2 viser et diagram for strømningshastighetsforholdet for 2 vektprosent KCI
saltoppløsning gjennom en ubehandlet sandpakke og sandpakke som er behandlet med 5 % på volum/vektbasis av ti aggregerende blandinger ifølge oppfinnelsen, angitt som SG-1 til og med SG-5; og
Figur 3 er et diagram over zetapotensialmiddel- og avviksverdier for ubehandlet silikapulver og silikapulver behandlet med 5 % på volum/vektbasis av ti aggregerende blandinger ifølge oppfinnelsen angitt som SG-1 til og med SG-5, der tetinalsilikapulverkonsentrasjonen var 0,25 ppg (pund per gallon; der 1 pund per gallon = 119,8 gram per liter) i en 0,5 % KCI saltopp-løsning.
Det er funnet at en blanding kan fremstilles som, når den settes til et partikkelformig, metalloksidholdig faststoff eller annet fast materiale, eller til en suspensjon eller dis-persjon som inkluderer et partikkelformig, metalloksidholdig faststoff eller andre faste materialer, modifiseres partiklene slik at en aggregeringstilbøyelighet, et aggregeringspotensiale og/eller et zetapotensiale hos partiklene, endres. Det er også funnet at metalloksidholdige, faste partikler eller andre faste partikler kan fremstilles med modifiserte overflater eller deler derav der de modifiserte partikler har forbedrede aggrege-ringstendenser og/eller tilbøyeligheter og/eller endrede partikkelzetapotensialer. Det er også funnet at blandingene og/eller de modifiserte, metalloksidholdige faststoffer eller andre faste partikler, kan benyttes i oljefeltanvendelser inkludert boring, frakturering, produsering, injisering, sandkontroll og alle andre nedihullsanvendelser. Det er også funnet at demodifiserte, partikkelformige metalloksidholdige faste partikler eller partikler av et hvilket som helst annet fast materiale, kan benyttes ved enhver annen anvendelse der økede partikkelaggregeringspotensialer er ønskelige eller der reduser-te absolutte verdier for zetapotensialet for partiklene, som er et mål på aggregerings-tilbøyeligheten, er ønskelig. Det er også funnet at belagte, partikkelformige metalloksidholdige faste blandinger kan dannes der belegget er deformerbart og de belagte partikler har en tendens til selvaggregering og tenderer til å klebe til overflater med tilsvarende belegg eller som har kjemiske og/eller fysiske egenskaper som tilsvarer det til belegget. Det vil si at de belagte partikler har en tendens til å foretrekke tilsvarende preparater eller blandinger som øker deres selvaggregeringstilbøyelighet og øker deres evne til å adhere til overflater som har tilsvarende kjemiske og/eller fysiske egenskaper. Det er også funnet at beleggspreparatene ifølge oppfinnelsen er distinkte fra kjente blandinger for å modifisere partikkelaggregeringstilbøyelighetene og at de belagte partikler er ideelt egnet som proppemiddel der partiklene har endrede zeta-potensialer som forandrer ladningen på partiklene og bringer dem til å tiltrekkes og til agglomerering. Forandringen i zetapotensialet eller aggregeringstilbøyeligheten forår-saker at hver partikkel har et økt friksjonsdrag som holder proppemidlet i frakturen. Blandingen er også ideelt egnet for å redusere finstoffmigrering inn i en frakturpakke eller å øke den ugunstige innvirkning av finstoffmigrering inn i en frakturert pakke. Når det gjelder boring kan blandingene ifølge oppfinnelsen benyttes for å belegge formasjonen og formasjonskaks under boring fordi partiklene har en tendens til selvaggregering og/eller å klebe til tilsvarende modifiserte formasjonsoverflater. Nok en gang er en fordel ved selvaggregering en redusert tendens til at kaks tilstopper eller tetter duker. Ytterligere fordeler er å belegge formasjonsveggene med en blanding ifølge oppfinnelsen under boring for å konsolidere formasjonen og å konsolidere ag-gregatfinstoffer eller -partikler i borefluidet for å holde de reologiske egenskaper i borefluidet fra forandring og å øke ekvivalentsirkulerende densitet (equivalent circulating density - ECD).
Blandinger eller preparater
En utførelsesform av oppfinnelsen angår generelt en blanding eller et preparat som inkluderer et amin og en fosfatester. Blandingen modifiserer overflater av faste materialer eller deler derav og endrer derved kjemiske og/eller fysiske egenskaper for overflatene. De endrede egenskaper tillater overflatene å bli selvtilstrekkende, eller å tillatte at overflatene blir attraktive for materialer med tilsvarende kjemiske og/eller fysiske egenskaper. Når det gjelder partikler inkludert metalloksidpartikler som partikler av silika, alumina, titania, magnesia, zirkonia eller andre metalloksider eller oksider som inkluderer en blanding av disse metalloksider (naturlige eller syntetiske), danner blandingen et fullstendig eller partielt belegg på overflatene av partiklene. Belegget kan interagere med overflaten ved kjemiske og/eller fysiske interaksjoner som, uten begrensing, inkluderer kjemiske bindinger, hydrogenbindinger, elektrostatiske interaksjoner, dipolare interaksjoner, hyperpolariserbarhetsinteraksjoner, kohesjon, adhesjon, adherens, mekanisk adhesjon eller en hvilken som helst annen kjemisk og/eller fysisk interaksjon som tillater at et belegg dannes på partiklene. De belagte partikler haren større aggregerings- eller agglomereringstilbøyelighet enn de ikke-belagte partikler. Såldes kan partiklene, før behandling, være fritt rislende, mens de etter belegning ikke er dette, men haren tendens til sammenklumping, aggregering eller tilsvarende. I de tilfeller der blandingen benyttes for å belegge overflater i en geologisk formasjon, en syntetisk metalloksidstruktur og/eller metalloksidholdige partikler, vil partiklene ikke bare ha en tendens til aggregering, men de vil også ha en tendens til å klebe til den belagte formasjon eller st ru kt uro ve rf late r.
Behandlede strukturer og substrater
En utførelsesform av oppfinnelsen angår generelt også strukturer og substrater som er behandlet med en blanding ifølge oppfinnelsen, der strukturene og substratene inkluderer overflater som partielt eller fullstendig er belagt med et preparat ifølge oppfinnelsen. Strukturene eller substratene kan være keramiske eller metalliske eller fibrø-se. Strukturene eller substratene kan spinnes som glassull eller stålull eller kan være av bikubetype som katalytiske konverter eller liknende som inkluderer kanaler som tvinger fluidet til å strømme gjennom tvungne veier slik at partiklene i fluidet tvinges til kontakt med substratet eller de strukturerte overflater. Slike strukturer eller substrater er ideelt egnet som partikkelformige filtre eller sandkontrollmedier.
Metoder for behandling av partikkelformige faststoffer
En utførelsesform av oppfinnelsen angår generelt en fremgangsmåte for behandling av metalloksidholdige overflater inkludert å bringe den metalloksidholdige overflate i kontakt med en blanding ifølge oppfinnelsen. Blandingen danner et belegg på overflaten og endrer egenskapene for denne slik at overflaten nå er i stand til å interagere med tilsvarende behandlede overflater for å danne agglomererte og/eller aggregerte strukturer. Behandlingen kan designeres for kontinuerlig å belegge metalloksidholdige overflater og/eller overflatene av metalloksidholdige partikler. Hvis begge behandles kan partiklene ikke bare selvaggregere, men partiklene kan også aggregere, agglome-rere og/eller klebe til belagte, kontinuerligere overflater. Blandingene kan benyttes i fraktureringsfluider, i borefluider, i kompletteringsfluider, i sandkontrollapplikasjoner eller hvilke som helst andre nedihullsapplikasjoner. I tillegg kan de belagte partikler benyttes i fraktureringsfluider. Videre kan strukturer, skjermer eller filtre som er belagt med blandinger ifølge oppfinnelsen, benyttes for å tilstrekke eller å fjerne finstoffer som er modifisert med blandinger ifølge oppfinnelsen.
Fremgangsmåter for frakturering og/ eller propping
En utførelsesform av oppfinnelsen angår generelt metoder for frakturering av en formasjon som inkluderer et trinn med pumping av et fraktureringsfluid som inkluderer en blanding ifølge oppfinnelsen, i en produserende formasjon under et trykk tilstrekkelig til å frakturere formasjonen. Blandingen modifiserer et aggregeringspotensiale og/eller zetapotensiale for formasjonspartiklene og formasjonsoverflatene under frakturering slik at formasjonspartiklene aggregerer og/eller kleber til formasjonsoverflatene eller hverandre og øker fraktureringseffektiviteten og øker produktiviteten for frakturformasjonen. En blanding ifølge oppfinnelsen kan også benyttes i et pre-pad-trinn for å modifisere overflatene av formasjonen slik at disse under frakturering av formasjonen forbelegges. Dette pre-pad-trinn involverer pumping av et fluid inn i formasjonen for behandling for å initiere frakturering, og for å eksponere formasjons-overflaten med fluider ment for å beskytte formasjonen. Ved siden av kun å benytte preparatet som en del av fraktureringsfluidet, kan fraktureringsfluidet også inkludere partikler som på forhånd er behandlet med en blanding ifølge oppfinnelsen der de behandlede partikler virker som proppemidler, for å proppe opp formasjonen etter frakturering. Hvis fraktureringsfluidene også inkluderer blandingen vil det belagte par-tikkelproppemiddel adhere til formasjonsoverflater i en større grad enn ikke-belagte partikkelproppemidler.
I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen inkluderer fraktureringsfluidet partikler som er belagt med en blanding ifølge oppfinnelsen som proppemiddel. I denne utførel-sesform har partiklene en større selvaggregeringstilbøyelighet og vil tendere til å aggregere i lokasjoner som mest trenger å kunne proppes opp. I alle fraktureringsappli-kasjoner inkludert proppemidler som er belagt med eller som blir belagt med en blanding ifølge oppfinnelsen under frakturering, vil det belagte proppemiddel sannsyn-ligvis ha forbedret formasjonspenetrering og adherensegenskaper. Disse høyere pene-trerings- eller adherens- eller adhesjonsegenskaper skyldes ikke bare en differanse i overflatekjemien av partiklene i forhold til overflatekjemien av ikke-behandlede partikler, men også en deformerbarhet for selve belegget. Således antas det at når partiklene tvinges inn i formasjonen, vil belegget deformere og tillate at partiklene trenger inn i en posisjon, og når trykket fjernes vil partiklene ha en tendens til å forbli på plass på grunn av beleggesinteraksjonen med overflaten og på grunn av avspenning av det deformerte belegg. I tillegg antas det at den endrede aggregeringstilbøyelighet for partiklene vil øke proppemiddelpartikkeldensiteten i områder av formasjonen som er mest tilbøyelig til proppemiddelpenetrering, og resultere i en økt grad av formasjons-propping.
Metoder for boring
En utførelsesform av oppfinnelsen angår også generelt en metode for boring som inkluderer trinnet, under boring, å sirkulere et borefluid for å gi borkronesmøring, varmefjerning og borkaksfjerning, der borefluidet inkluderer et preparat ifølge oppfinnelsen som øker et aggregeringspotensiale eller redusere en absolutt verdi for zetapotensialet for alle partikkelformige faststoffer i borefluid, eller som blir ført med i borefluidet for å øke faststoffjerningen.
En utførelsesform av oppfinnelsen angår også generelt en metode for å bore som inkluderer trinnet, under boring, å sirkulere et første borefluid for å gi borkronesmøring, varmefjerning og kaksfjerning. Ved møte med en undergrunnsstruktur som gir uønskede mengder av partikkelformige faststoffer inkludert metalloksidholdige faststoffer, omfatter metoden å forandre det første borefluidet til et andre borefluid som inkluderer en blanding ifølge oppfinnelsen for å gi borkronesmøring, varmefjerning og borkaksfjerning og å øke et aggregeringspotensiale eller redusere en absolutt verdi for zetapotensialet for ethvert faststoff inkludert partikkelformige metalloksidholdige faststoffer i borefluidet eller som blir revet med av borefluidet, for å øke faststoffjerning.
En utførelsesform av oppfinnelsen angår også generelt en fremgangsmåte for boring som inkluderer trinnet, under boring, å sirkulere et første borefluid for å gi borkrone- smøring, varmefjerning og borkaksfjerning. Ved møte med en undergrunnsstruktur som gir uønskede mengder partikkelformige faststoffer inkludert metalloksidholdige faststoffer, forandres det første borefluid til et andre borefluid inkludert et preparat ifølge oppfinnelsen for å gi borkronesmøring, varmefjerning og kaksfjerning og for å øke et aggregeringspotensiale eller zetapotensiale for partikkelformige faststoffer inkludert metalloksidholdige faststoffer i borefluidet eller som blir revet med i borefluidet, for å øke faststoffjerningen. Etter føring gjennom strukturen som gir en uønsket mengde partikkelformige metalloksidholdige faststoffer forandres det andre borefluid tilbake til det første borefluid eller et tredje borefluid.
Metoder for produksjon
En utførelsesform av oppfinnelsen angår også generelt en fremgangsmåte for å produ-sere, inkludert sirkulering og/eller innpumping av fluid, der fluidet inkluderer et preparat ifølge oppfinnelsen, hvilket øker et aggregeringspotensiale eller reduserer en absolutt verdi for zetapotensialet for tilstedeværende, partikkelformig faststoff inkludert et metalloksidholdig faststoff i fluidet eller som blir revet med i fluidet, for derved å øke faststoffjerning og å redusere potensialet for partiklene til å tiltette formasjonen og/eller produksjonsledningene.
Egnede midler
Egnede aminer inkluderer, uten begrensing, ethvert amin som er i stand til å reagere med en egnet fosfatester for å danne et preparat som danner et deformerbart belegg på en metalloksidholdig overflate. Eksempler på slike aminer inkluderer, uten begrensing, ethvert amin med den generelle formel R<1>,R<2>NH eller blandinger eller kombinasjoner derav, der R1 og R<2>uavhengig er hydrogen eller en karbylgruppe med mellom rundt 1 og 40 karbontomer og de nødvendige hydrogenatomer for å tilfredsstille valensen, og der ett eller flere av karbonatomene kan være erstattet med ett eller flere heteroatomer valgt fra gruppen bestående av bor, nitrogen, oksygen, fosfor, svovel eller blandinger eller kombinasjoner derav, og der ett eller flere av hydrogenatomene kan være erstattet med ett eller flere valensatomer valgt fra gruppen bestående av fluor, klor, brom, jod eller blandinger eller kombinasjoner derav. Eksempler på aminer som er egnet for bruk ifølge oppfinnelsen inkluderer, uten begrensing, anilin og alkylaniliner eller blandinger av alkylaniliner, pyridiner og alkylpyridiner eller blandinger av alkylpyridiner, pyrrol og alkylpyrroler eller blandinger av alkylpyrroler, piperidin og alkylpiperidiner eller blandinger av alkylpiperidiner, pyrrolidin og alkylpyrrolidiner eller blandinger av alkylpyrrolidiner, indol og alkylindoler eller blandinger av alkylindoler, imidazol og alkylimidazol eller blandinger av alkylimidazol, kinolin og alkylkinolin eller blandinger av alkylkinolin, isokinolin og alkylisokinolin eller blandinger av alkylisokino lin, pyrazin og alkylpyrazin eller blandinger av alkylpyrazin, kinoksalin og alkylkinoksalin eller blandinger av alkylkinoksalin, akridin og alkylakridin eller blandinger av alkylakridin, pyrimidin og alkylpyrimidin eller blandinger av alkylpyrimidin, kinazolin og alkylkinazolin eller blandinger av alkylkinazolin, eller blandinger eller kombinasjoner derav.
Egnede fosfatestere inkluderer, uten begrensing, en hvilken som helst fosfatester som er i stand til å reagere med et egnet amin for å danne et preparat som gir et deformerbart belegg på en metalloksidholdig overflate eller partielt eller fullstendig dekker de partikkelformige materialer. Eksempler på slike fosfatestere inkluderer, uten begrensing, alle fosfatestere med den generelle formel P(0)(OR<3>)(OR<4>)(OR<5>) eller blandinger eller kombinasjoner derav, der R<3>, R4 og OR<5>uavhengig er et hydrogenatom eller en karbylgruppe med mellom 1 og rundt 40 karbonatomer og de krevde hydrogenatomer for å tilfredsstille valensen, og der ett eller flere av karbonatomene kan erstattes med ett eller flere heteroatomer valgt fra gruppen bestående av bor, nitrogen, oksygen, fosfor, svovel eller blandinger eller kombinasjoner derav, og der ett eller flere av hydrogenatomene kan erstattes med en eller flere enkeltvalensatomer valgt fra gruppen bestående av fluor, klor, brom, jod eller blandinger eller kombinasjoner derav. Eksempler på fosfatestere inkluderer, uten begrensing, fosfatester av alkanoler med den generelle formel P(0)(OH)x(OR<6>)y, der x + y = 3 og R6 er uavhengig et hydrogenatom eller en karbylgruppe med mellom rundt 1 og 40 karbonatomer og det krevde antall hydrogenatomer for å tilfredsstille valensen og der ett eller flere av karbonatomene kan være erstattet med ett eller flere heteroatomer valgt fra gruppen bestående av bor, nitrogen, oksygen, fosfor, svovel eller blandinger eller kombinasjoner derav, og der ett eller flere av hydrogenatomene kan være erstattet med ett eller flere enkeltvalensatomer valgt fra gruppen bestående av fluor, klor, brom, jod eller blandinger eller kombinasjoner derav som etoksyfosfat, propoksylfosfat eller høyere alkoksyfosfater eller blandinger eller kombinasjoner derav. Andre eksempler på fosfatestere inkluderer, uten begrensing, fosfatestere av alkanolaminer med den generelle formel N[R<7>OP(0)(OH)2]3der R<7>er en karbenylgruppe med mellom rundt 1 og 40 karbonatomer og det krevde antall hydrogenatomer for å tilfredsstille valensen, og der ett eller flere av karbonatomene kan være erstattet med ett eller flere heteroatomer valgt fra gruppen bestående av bor, nitrogen, oksygen, fosfor, svovel eller blandinger eller kombinasjoner derav, og der ett eller flere av hydrogenatomene kan være erstattet med ett eller flere enkeltvalensatomer valgt fra gruppen bestående av fluor, klor, brom, jod eller blandinger eller kombinasjoner derav inkludert trifosfatesteren av trietanolamin eller blandinger eller kombinasjoner derav. Andre eksempler på fosfatestere inkluderer, uten begrensning, fosfatestere av hydroksylerte aromater som fosfates tere av alkylerte fenoler som nonylfenylfosfatester eller fenoliske fosfatestere. Andre eksempler på fosfatestere inkluderer, uten begrensning, fosfatestere av dioler og polyoler som fosfatestere av etylenglykol, propylenglykol eller høyere glykoliske strukturer. Andre eksempler på fosfatestere inkluderer alle fosfatestere som kan reagere med et amin og belegges på et substrat for å gi et deformerbart belegg som øker aggrege-ringspotensialet for substratet.
Egnede faste materialer som er egnet for belegning med blandinger ifølge oppfinnelsen inkluderer, uten begrensing, metalloksider og/eller keramer, naturlige eller syntetiske metall-, plast- og/eller andre polymerfaststoffer, faste stoffer avledet fra planter, eller et hvilket som helst annet fast materiale som finner eller kan finne anvendelse i nedihullsapplikasjoner, eller blandinger eller kombinasjoner derav. Metalloksider inkluderer ethvert fast oksid av et metallisk element i elementenes periodiske system. Eksempler på metalloksider og keramer inkluderer aktiniumoksider, aluminiumoksider, antimonoksider, boroksider, bariumoksider, bismuthoksider, kalsiumoksider, ceriumoksider, koboltoksider, kromoksider, cesiumoksider, kobberoksider, dysprosiumoksider, erbiumoksider, europiumoksider, galliumoksider, germaniumoksider, iridiumoksi-der, jernoksider, lantanoksider, litiumoksider, magnesiumoksider, manganoksider, molybdenoksider, niobiumoksider, neodymiumoksider, nikkeloksider, osmiumoksider, palladiumoksider, kaliumoksider, prometiumoksider, praseodymoksider, platinaoksider, rubidiumoksider, reniumoksider, rodiumoksider, ruteniumoksider, skandiumoksider, selenoksider, silisiumoksider, samariumoksider, sølvoksider, natriumoksider, strontiumoksider, tantalumoksider, terbiumoksider, telluroksider, toriumoksider, tinnoksider, titanoksider, talliumoksider, tuliumoksider, vanadiumoksider, wolframoksider, yttriumoksider, ytterbiumoksider, sinkoksider, zirkoniumoksider, keramiske strukturer framstilt fra en eller flere av disse oksider og blandede metalloksider inkludert to eller flere av de ovenfor opplistede metalloksider. Eksempler på plantematerialer inkluderer, uten begrensing, skall av frøbærende planter som valnøtt, pekan, jordnøtt, skall for andre hardskallede, frødannende planter, oppmalt tre eller annet fibrøst cellulosemateriale, eller blandinger eller kombinasjoner derav.
FORSØK
Eksempel 1
Dette eksempel illustrerer generelle prosedyrer som benyttes ved fremstilling og testing av sand som er behandlet med et aggregeringspreparat ifølge oppfinnelsen.
700 g 20/40 sand ble rotasjonsblandet ved 1 000 omdreininger per min i destillert vann som inkluderte 2 vektprosent KCI ved en sand/oppløsning-konsentrasjon på 120
kg/m<3>i 15 min. En aggregeringsblanding ifølge oppfinnelsen ble så satt til sandoppslemmingen i en konsentrasjon i området 0 til 8 gptg (gallon per tusen gallon; eller enhver annen ekvivalent volumenhet per 1 000 av denne volumenhet). Den resulterende oppslemming ble blandet ved 15 min ved 1 000 omdreininger per min. Den behandlede sandoppslemming ble så helt i en PVC strømningshastighetssylinder og spylt med minst 5 volumer friskt 2 vektprosent KCI. Strømningshastigheten for 2 vektprosent KCI-oppløsning ble så målt gjennom den resulterende, behandlede sandpakke.
Eksempel 2
Dette eksempel illustrerer det andre sett av generelle prosedyrer som benyttes ved fremstilling og testing av sand behandlet med et aggregeringspreparat ifølge oppfinnelsen.
700 g 20/40 sand ble forbehandlet med en aggregeringsblanding ifølge oppfinnelsen ved en konsentrasjon på 1,5, henholdsvis 3,0 og 5,0 % på volum/vektbasis. Blandingen ble rørt inn i tørr sand ved bruk av en spatel i 5 min. Etter tørrblanding ble en 2,0
vektprosent KCI-oppløsning tilsatt under omrøring. Den resulterende oppslemming av behandlet sand ble helt i en PVC strømningshastighetssylinder og vasket med minst 5 volumer 2,0 vektprosent KCI. Strømningshastigheten for 2 vektprosent KCI-oppløsning ble så målt gjennom sandpakken.
De følgende aggregeringsblandinger ble fremstilt og testet i henhold til prosedyren som beskrevet i eksemplene 1 og 2.
Zetapotensialmålinqer
Zetapotensialet defineres ved ladningen som utvikles på overflaten mellom faste overflater. Zetapotensialet er derfor en funksjon av overflateladningen for partiklene,
eventuelle sjikt som er adsorberte på grenseflaten og arten og sammensetning av det omgitte suspensjonsmedium. Med andre ord kan zetapotensialet påvirkes ved (1) forandringer i pH-verdi, (2) konduktivitet for mediet (salthet og typen salt) og 3) konsentrasjon av spesielle additiver (polymer, ikke-ioniske surfaktanter og så videre).
For å få zetapotensialet ved bruk av Zetasizer (Nano) Z fra Malvern ved mikroelektro-forese må systemet ha faststoffer eller kolloider i området mellom 3 nm og 20 pm. For å karakterisere innflytelse av forskjellige additiver i systemet ble silikapulver benyttet i stedet for sand 20/40.
Mengden silikapulver ble satt til 0,25 ppg (pund per gallon; der 1 pund per gallon = 119,8 gram per liter) for å redusere avsetningseffektene under testmålingene. På den annen side var den eneste måte å oppnå godt definerte pakker på (så snevert som mulig), å tilsette KCI i konsentrasjoner på 0,5 % eller mindre.
Tabell 1 viser resultatene av innflytelsen av additivet SG-1 på de målte zetapotensialverdier når additivet ble satt til en silikapulveroppslemming og blandet. Det ble funnet at zetapotensialverdiene varierte med tid, noe som indikerte at økte eksponeringstider tillater at additivet absorberes på partikkelen. Selv om de målte zetapotensialverdier lå godt innenfor området -30 og + 30 mV, ble målingene ikke ansett som pålitelige når standardavviket var høyere enn 250 mV.
Strømninqstest gjennom sandpakke
Man bestemte innflytelsen på sandgripadditivene i strømmen av 2 % KCI-oppløsning gjennom en 20/40 forbehandlet sand.
Tabell 2 viser ingen effekt ved forbehandling av sandet med SG-1 når det gjelder strøm av 2 % KCI saltoppløsning.
Effekt av forbehandling av sand under tørre betingelser
Man bestemte innvirkningen av de aggregerende additiver i strømmen av 2 % KCI oppløsning gjennom en 20/40 forbehandlet sand. I dette tilfellet ble sanden forbehandlet i tørr tilstand før blanding med 2,0 % KCI oppløsning. Sandoppslemmingen ble så helt i en plastsylinder og etter å ha vært vasket med 5 volumer 2 % KCI oppløs-ning. Strømningshastigheten gjennom sandpakken ble så bestemt ved bruk av salt-oppløsningen.
Tabell 3 viser effekten av additivene SG-1 til SG-5 på saltoppløsningsstrømmen ved tilsetning til tørr sand ved en konsentrasjon på 5 % volum/vekt. I dette tilfellet ble det observert at kun sand, forbehandlet med SG-1 og SG-5, viste en klar, umiddelbar økning i strømningshastigheten gjennom sandsystemet. Etter behandling av sanden i tørr tilstand med 5 % på vekt/volumbasis SG-1 henholdsvis SG-5 ble det også observert en klar økning i sandpakkehøyden som vist i figur 1.
Under henvisning til figur 2 viste behandling av sand med 5 % på vekt/volumbasis av SG-1 og SG-4 en betydelig økning i strømningshastigheten av 2 % KCI-oppløsning etter første gangs behandling og etter 15 timers behandling sammenliknet med ikke-behandlet sand. Behandling med SG-2, SG-3 og SG-5 viste liten forskjell i strøm-ningshastighetsforholdet sammenliknet med ubehandlet sand.
Under henvisning til figur 3 vises forandring i zetapotensialet ved tilsetning av SG-1 til SG-5 ved tilsetning til tørt silikamel og senere målt i en 0,25 ppg (pund per gallon; der 1 pund per gallon = 119,8 gram per liter) silikamel i 0,5 % KCI-oppløsning. I dette tilfellet viste, som forventet, SG-1 og SG-4 ikke bare zetapotensialverdier mellom 20 og -20 mV, men også det laveste standardavvik i målingen.
Alle referanser som er angitt i beskrivelsen anses som del av denne. Selv om oppfinnelsen er beskrevet under henvisning til foretrukne utførelsesformer vil fagmannen på området erkjenne at forandringer og modifikasjoner kan foretas uten å gå utenfor oppfinnelsen ånd og ramme som beskrevet ovenfor og krevd nedenfor.
Claims (13)
1. Fremgangsmåte for å kontrollere sand-eller finstoffmigrering,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter trinnet: pumping av et fluid inn i en formasjon i en hastighet og under et trykk for å kontrollere sand- og finstoff produksjon eller -migrering inn i produksjonsfluidene, der fluidet inkluderer en aggregerende blanding omfattende et amin og en fosfatester og der blandingen øker et aggregeringspotensiale eller en ag-gregeringstilbøyelighet og/eller endrer zetapotensialet på formasjonsoverflater og/eller finstoffer.
2. Fremgangsmåte for å kontrollere sand-eller finstoffmigrering,karakterisert vedat den omfatter trinnet: avsetning av et belagt, partikkelformig fast materiale som er behandlet med en behandlingsblanding omfattende et amin og en fosfatester, under betingelser tilstrekkelige til at aminet og fosfatesteren reagerer under dannelse av et partielt eller fullstendig belegg på overflatene av partikkelformig, fast materiale nær sand- og finstoffkontrollinnretninger av skjermtypen slik at sand og/eller finstoffer trekkes til de belagte partikler og ikke møter eller tilstopper skjermen i skjermtypeinnretningen.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvor aminet omfatter aminer med den generelle formel rS<p>^NH eller blandinger eller kombinasjoner derav, der R<1>og R2 uavhengig er et hydrogenatom eller en karbylgruppe med mellom rundt 1 og 40 karbonatomer og de nødvendige hydrogenatomene for å tilfredsstille valensen, og der ett eller flere av karbonatomene kan erstattes med ett eller flere heteroatomer valgt fra gruppen bestående av bor, nitrogen, oksygen, fosfor, svovel eller blandinger eller kombinasjoner derav, og der ett eller flere av hydrogenatomene kan være erstattet med ett eller flere enkeltvalensatomer valgt fra gruppen bestående av fluor, klor, brom, jod eller blandinger eller kombinasjoner derav.
4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor aminet er valgt fra gruppen bestående av anilin og alkylaniliner eller blandinger av alkylaniliner, pyridiner og alkylpyridiner eller blandinger av alkylpyridiner, pyrrol og alkylpyrroler eller blandinger av alkylpyrroler, piperidin og alkylpiperidiner eller blandinger av alkylpiperidiner, pyrrolidin og alkylpyrrolidiner eller blandinger av alkylpyrrolidiner, indol og alkylindoler eller blandinger av alkylindoler, imidazol og alkylimidazol eller blandinger av alkylimidazol, kinolin og alkylkinolin eller blandinger av alkylkinolin, isokinolin og alkylisokinolin eller blandinger av alkyl-isokinolin, pyrazin og alkylpyrazin eller blandinger av alkylpyrazin, kinoksalin og alkylkinoksalin eller blandinger av alkylkinoksalin, akridin og alkylakridin eller blandinger av alkylakridin, pyrimidin og alkylpyrimidin eller blandinger av alkylpyrimidin, kinazolin og alkylkinazolin eller blandinger av alkylkinazolin, eller blandinger eller kombinasjoner derav.
5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor fosfatesteren omfatter fosfatestere med den generelle formel P(0)(OR3)(OR<4>)(OR<5>) eller blandinger eller kombinasjoner derav, derR<3>, R4 og OR<5>uavhengig er et hydrogenatom eller en karbylgruppe med mellom rundt 1 og 40 karbonatomer og de nødvendige hydrogenatomer for å tilfredsstille valensen, og der ett eller flere av karbonatomene kan være erstattet med ett eller flere heteroatomer valgt fra gruppen bestående av bor, nitrogen, oksygen, fosfor, svovel eller blandinger eller kombinasjoner derav, og der ett eller flere av hydrogenatomene kan erstattes med ett eller flere enkeltvalensatomer valgt fra gruppen bestående av fluor, klor, brom, jod eller blandinger eller kombinasjoner derav.
6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor fosfatesteren omfatter fosfatesterne av alkanoler med den generelle formel P(0)(OH)x(OR<6>)y, der x +y = 3 og R<6>er uavhengig et hydrogenatom eller en karbylgruppe med mellom 1 og rundt 40 karbonatomer og de nødvendige hydrogenatomer for å tilfredsstille valensen, og der ett eller flere av karbonatomene kan være erstattet med ett eller flere heteroatomer valgt fra gruppen bestående av bor, nitrogen, oksygen, fosfor, svovel eller blandinger eller kombinasjoner derav, og der ett eller flere av hydrogenatomene kan være erstattet med en eller flere enkeltvalensatomer valgt fra gruppen bestående av fluor, klor, brom, jod eller blandinger eller kombinasjoner derav slik som etoksyfosfat, propoksylfosfat eller høyere alkoksyfosfater eller blandinger eller kombinasjoner derav.
7. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor fosfatesteren omfatter fosfatestere av alkanolaminer med den generelle formel N[R<7>OP(0)(OH)2]3, der R7 er en karbenylgruppe som har mellom rundt 1 og 40 karbonatomer og de nødvendige hydrogenatomer for å tilfredsstille valensen, og der ett eller flere av karbonatomene kan være erstattet med ett eller flere heteroatomer valgt fra gruppen bestående av bor, nitrogen, oksygen, fosfor, svovel eller blandinger eller kombinasjoner derav, og der ett eller flere av hydrogenatomene kan være erstattet med ett eller flere enkeltvalensatomer valgt fra gruppen bestående av fluor, klor, brom, jod eller blandinger eller kombinasjoner derav inkludert trifosfatesteren av trietanolamin eller blandinger eller kombinasjoner derav.
8. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor fosfatesteren omfatter fosfatestere av hydroksylerte aromater som fosfatestere av alkylerte fenoler som nonylfenylfosfatester eller fenoliske fosfatestere.
9. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvor fosfatesteren omfatter fosfatestere av dioler og polyoler som fosfatestere av etylenglykol, propylenglykol eller høyere glykoliske strukturer.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 2 eller et hvilket som helst av kravene 3 til 9 når avhengig av krav 2, hvor det partikkelformige, faste materialet er valgt fra gruppen bestående av naturlige eller syntetiske metalloksider og/eller keramer, metaller, plaster og/eller polymere faststoffer, faste materialer avledet fra planter, og blandinger eller kombinasjoner derav.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor metalloksidene inkluderer et hvilket som helst fast oksid av et metallisk element i elementenes periodiske system.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10 eller 11, hvor metalloksidene og/eller kera-mene inkluderer aktiniumoksider, aluminiumoksider, antimonoksider, boroksider, bariumoksider, bismuthoksider, kalsiumoksider, ceriumoksider, koboltoksider, kromoksider, cesiumoksider, kobberoksider, dysprosiumoksider, erbiumoksider, europiumoksider, galliumoksider, germaniumoksider, iridium-oksider, jernoksider, lantanoksider, litiumoksider, magnesiumoksider, manganoksider, molybdenoksider, niobiumoksider, neodymiumoksider, nikkeloksider, osmiumoksider, palladiumoksider, kaliumoksider, prometiumoksider, praseodymiumoksider, platinaoksider, rubidiumoksider, reniumoksider, rodiumoksider, ruteniumoksider, skandiumoksider, seleniumoksider, silisiumoksider, samariumoksider, sølvoksider, natriumoksider, strontiumoksider, tantalumoksider, terbiumoksider, telluriumoksider, toriumoksider, tinnoksider, titanoksider, talliumoksider, tuliumoksider, vanadiumoksider, wolframoksider, yttriumoksider, ytterbiumoksider, sinkoksider, zirkoniumoksider, keramiske strukturer fremstilt fra ett eller flere av disse oksider og blandede metalloksider inkludert to eller flere av de ovenfor opplistede metalloksider.
13. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 10, 11 eller 12, hvor plantematerialer er valgt fra gruppen bestående av skall av frøbærende planter som valnøttskall, pekanskall, jordnøttskall, skall fra andre hardskallede, frødannende planter, oppmalt tre eller annet fibrøst cellulosemateriale, eller blandinger eller kombinasjoner derav.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/298,547 US7392847B2 (en) | 2005-12-09 | 2005-12-09 | Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20151254A1 true NO20151254A1 (no) | 2015-09-24 |
Family
ID=36955521
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20063579A NO20063579L (no) | 2005-12-09 | 2006-08-07 | Aggregeringsreagenser, modifiserte partikkelformige metalloksider, samt fremgangsmater for fremstilling og anvendelse derav |
NO20151254A NO20151254A1 (no) | 2005-12-09 | 2015-09-24 | Aggregeringsreagenser, modifisert partikkelformige metalloksider, samt fremgangsmåter for fremstilling og anvendelse derav |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20063579A NO20063579L (no) | 2005-12-09 | 2006-08-07 | Aggregeringsreagenser, modifiserte partikkelformige metalloksider, samt fremgangsmater for fremstilling og anvendelse derav |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7392847B2 (no) |
AU (1) | AU2006203050B2 (no) |
CA (1) | CA2552421C (no) |
GB (2) | GB2433067C (no) |
NO (2) | NO20063579L (no) |
Families Citing this family (159)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
US8167045B2 (en) | 2003-08-26 | 2012-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand |
US7766099B2 (en) | 2003-08-26 | 2010-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulates |
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 |
US10047280B2 (en) | 2013-09-20 | 2018-08-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Organophosphorus containing composites for use in well treatment operations |
US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US8563481B2 (en) | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US8950493B2 (en) * | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
US9334713B2 (en) | 2005-12-09 | 2016-05-10 | Ronald van Petegem | Produced sand gravel pack process |
US8946130B2 (en) * | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
US8871694B2 (en) * | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
US8097567B2 (en) | 2006-01-09 | 2012-01-17 | Clearwater International, Llc | Well drilling fluids having clay control properties |
US8084401B2 (en) * | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US8333241B2 (en) * | 2006-02-10 | 2012-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for packing void spaces and stabilizing formations surrounding a wellbore |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US7921046B2 (en) * | 2006-06-19 | 2011-04-05 | Exegy Incorporated | High speed processing of financial information using FPGA devices |
US7712535B2 (en) * | 2006-10-31 | 2010-05-11 | Clearwater International, Llc | Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US8172952B2 (en) * | 2007-02-21 | 2012-05-08 | Clearwater International, Llc | Reduction of hydrogen sulfide in water treatment systems or other systems that collect and transmit bi-phasic fluids |
US7992653B2 (en) | 2007-04-18 | 2011-08-09 | Clearwater International | Foamed fluid additive for underbalance drilling |
US7565933B2 (en) * | 2007-04-18 | 2009-07-28 | Clearwater International, LLC. | Non-aqueous foam composition for gas lift injection and methods for making and using same |
US8158562B2 (en) * | 2007-04-27 | 2012-04-17 | Clearwater International, Llc | Delayed hydrocarbon gel crosslinkers and methods for making and using same |
US7942201B2 (en) * | 2007-05-11 | 2011-05-17 | Clearwater International, Llc | Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids |
US8034750B2 (en) * | 2007-05-14 | 2011-10-11 | Clearwater International Llc | Borozirconate systems in completion systems |
US8728989B2 (en) | 2007-06-19 | 2014-05-20 | Clearwater International | Oil based concentrated slurries and methods for making and using same |
US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
US8065905B2 (en) * | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
US8720571B2 (en) * | 2007-09-25 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
US7703520B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and associated methods |
US7712529B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
JP5101324B2 (ja) * | 2008-02-07 | 2012-12-19 | 日立建機株式会社 | 建設機械のNOx低減装置の配設構造 |
US7989404B2 (en) * | 2008-02-11 | 2011-08-02 | Clearwater International, Llc | Compositions and methods for gas well treatment |
US8141661B2 (en) * | 2008-07-02 | 2012-03-27 | Clearwater International, Llc | Enhanced oil-based foam drilling fluid compositions and method for making and using same |
US7956217B2 (en) * | 2008-07-21 | 2011-06-07 | Clearwater International, Llc | Hydrolyzed nitrilotriacetonitrile compositions, nitrilotriacetonitrile hydrolysis formulations and methods for making and using same |
US7814973B2 (en) * | 2008-08-29 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
US7866383B2 (en) * | 2008-08-29 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
US7841409B2 (en) | 2008-08-29 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
US8012582B2 (en) * | 2008-09-25 | 2011-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sintered proppant made with a raw material containing alkaline earth equivalent |
US8287640B2 (en) * | 2008-09-29 | 2012-10-16 | Clearwater International, Llc | Stable foamed cement slurry compositions and methods for making and using same |
US9909404B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-03-06 | The Lubrizol Corporation | Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations |
US9945220B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-04-17 | The Lubrizol Corporation | Methods and system for creating high conductivity fractures |
US7932214B2 (en) * | 2008-11-14 | 2011-04-26 | Clearwater International, Llc | Foamed gel systems for fracturing subterranean formations, and methods for making and using same |
US8579029B2 (en) * | 2008-12-31 | 2013-11-12 | Schlumberger Technology Corporation | System, method and treatment fluid for controlling fines migration |
EP3486296A1 (en) * | 2009-01-22 | 2019-05-22 | The Lubrizol Corporation | A method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
US8011431B2 (en) | 2009-01-22 | 2011-09-06 | Clearwater International, Llc | Process and system for creating enhanced cavitation |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
US8093431B2 (en) * | 2009-02-02 | 2012-01-10 | Clearwater International Llc | Aldehyde-amine formulations and method for making and using same |
US9328285B2 (en) * | 2009-04-02 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling |
US8466094B2 (en) * | 2009-05-13 | 2013-06-18 | Clearwater International, Llc | Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same |
US20100311620A1 (en) | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Clearwater International, Llc | Winterizing agents for oil base polymer slurries and method for making and using same |
US8579028B2 (en) | 2009-06-09 | 2013-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tackifying agent pre-coated particulates |
US20110001083A1 (en) * | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Clearwater International, Llc | Environmentally benign water scale inhibitor compositions and method for making and using same |
US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
CA2772833A1 (en) * | 2009-09-03 | 2011-03-10 | Trican Well Service Ltd. | Well service compositions and methods |
CA2777748C (en) * | 2009-10-20 | 2017-09-19 | Soane Energy Llc | Proppants for hydraulic fracturing technologies |
US8267176B2 (en) * | 2009-12-17 | 2012-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation conditioning fluids comprising peroxides and methods relating thereto |
US8936087B2 (en) | 2010-03-24 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sand control in injection wells |
US8875786B2 (en) | 2010-03-24 | 2014-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sand control in injection wells |
US9447657B2 (en) | 2010-03-30 | 2016-09-20 | The Lubrizol Corporation | System and method for scale inhibition |
US8835364B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
US8899328B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-12-02 | Clearwater International Llc | Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
US8851174B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-10-07 | Clearwater International Llc | Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8524639B2 (en) | 2010-09-17 | 2013-09-03 | Clearwater International Llc | Complementary surfactant compositions and methods for making and using same |
US9085724B2 (en) | 2010-09-17 | 2015-07-21 | Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC | Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same |
US8846585B2 (en) | 2010-09-17 | 2014-09-30 | Clearwater International, Llc | Defoamer formulation and methods for making and using same |
US9062241B2 (en) | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
US8841240B2 (en) | 2011-03-21 | 2014-09-23 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
US9022120B2 (en) | 2011-04-26 | 2015-05-05 | Lubrizol Oilfield Solutions, LLC | Dry polymer mixing process for forming gelled fluids |
US9464504B2 (en) | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
US8895482B2 (en) | 2011-08-05 | 2014-11-25 | Smart Chemical Services, Lp | Constraining pyrite activity in shale |
US20130048282A1 (en) | 2011-08-23 | 2013-02-28 | David M. Adams | Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore |
US9868896B2 (en) | 2011-08-31 | 2018-01-16 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
US9297244B2 (en) | 2011-08-31 | 2016-03-29 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing comprising a coating of hydrogel-forming polymer |
WO2013033391A1 (en) | 2011-08-31 | 2013-03-07 | Soane Energy, Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
US20140000891A1 (en) | 2012-06-21 | 2014-01-02 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
EA027822B1 (ru) | 2011-09-15 | 2017-09-29 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Способы использования олеагенных флюидов для операций заканчивания |
US8944164B2 (en) | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
US8932996B2 (en) | 2012-01-11 | 2015-01-13 | Clearwater International L.L.C. | Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same |
US8936114B2 (en) | 2012-01-13 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composites comprising clustered reinforcing agents, methods of production, and methods of use |
US9850748B2 (en) | 2012-04-30 | 2017-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propping complex fracture networks in tight formations |
US20130312962A1 (en) | 2012-05-22 | 2013-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing the Conductivity of Propped Fractures |
US8997868B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using nanoparticle suspension aids in subterranean operations |
US9309454B2 (en) | 2012-07-20 | 2016-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of expandable self-removing filler material in fracturing operations |
US9080094B2 (en) | 2012-08-22 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing well productivity in weakly consolidated or unconsolidated formations |
US8863842B2 (en) | 2012-08-27 | 2014-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for propping fractures using proppant-laden aggregates and shear-thickening fluids |
US8936083B2 (en) | 2012-08-28 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming pillars and channels in propped fractures |
US9540561B2 (en) | 2012-08-29 | 2017-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming highly conductive propped fractures |
US9260650B2 (en) | 2012-08-29 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering settling of proppant aggregates in subterranean operations |
US8960284B2 (en) | 2012-08-29 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hindering the settling of proppant aggregates |
WO2014052238A1 (en) | 2012-09-25 | 2014-04-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
US9169433B2 (en) | 2012-09-27 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing well productivity and minimizing water production using swellable polymers |
US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
EA029162B1 (ru) | 2012-10-30 | 2018-02-28 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Композиция бурового раствора и способ ее использования в подземных пластах |
US9790416B2 (en) | 2012-10-30 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid compositions and methods for use thereof in subterranean formations |
US9279077B2 (en) | 2012-11-09 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming and placing proppant pillars into a subterranean formation |
US9429005B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of proppant in a subterranean formation |
US9321956B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of particulates in a subterranean formation |
US9657558B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-05-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating and measuring subterranean formations |
US9863220B2 (en) | 2013-01-08 | 2018-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified amine-containing polymers for mitigating scale buildup |
US9404031B2 (en) | 2013-01-08 | 2016-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for controlling particulate migration in a subterranean formation |
US9322231B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
US10407988B2 (en) | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
US20140209307A1 (en) | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
US9175529B2 (en) | 2013-02-19 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with interlocking lost circulation materials |
US9038717B2 (en) | 2013-03-07 | 2015-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of transporting proppant particulates in a subterranean formation |
US8935957B2 (en) | 2013-03-13 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material |
US9222344B2 (en) | 2013-05-21 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for stimulation and stabilization of subterranean formations |
US10005951B2 (en) * | 2013-08-01 | 2018-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin composition for treatment of a subterranean formation |
US20150072901A1 (en) | 2013-09-09 | 2015-03-12 | Clearwater International Llc | Lost circulation and fluid loss materials containing guar chaff and methods for making and using same |
US9562188B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Composites for use in stimulation and sand control operations |
AU2014321293B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-10-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
CN105555903B (zh) | 2013-09-20 | 2019-02-19 | 贝克休斯公司 | 使用表面改性处理剂抑制金属表面上结垢的方法 |
CA2922692C (en) | 2013-09-20 | 2018-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
US10669468B2 (en) | 2013-10-08 | 2020-06-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reusable high performance water based drilling fluids |
US10563118B2 (en) | 2013-10-16 | 2020-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions providing consolidation and water-control |
MX2016006427A (es) * | 2013-11-18 | 2016-10-04 | Lubrizol Oilfield Solutions Inc | Metodos y sistemas para crear fracturas de conductividad alta. |
MY194339A (en) | 2013-12-03 | 2022-11-29 | Sumisaujana Tcm Chemicals Sdn Bhd | Particulate aggregating and surface modification with improved hydrocarbon fluid flow through the aggregated particulates and over solid surface reagents and methods for making and using same |
MX2016004409A (es) | 2013-12-16 | 2016-08-08 | Halliburton Energy Services Inc | Composiciones para tratar formaciones subterraneas. |
US10113105B2 (en) | 2014-01-13 | 2018-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobizing agents comprising an oligomeric polyamine and methods for coating particulates therewith |
US20150197682A1 (en) | 2014-01-16 | 2015-07-16 | Clearwater International, Llc | Anti-gel agent for polyhydroxyetheramines, gel stabilized polyhydroxyetheramine solutions, and methods for making and using same |
US9932521B2 (en) | 2014-03-05 | 2018-04-03 | Self-Suspending Proppant, Llc | Calcium ion tolerant self-suspending proppants |
US10351761B2 (en) | 2014-03-31 | 2019-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for modification and delivery of proppant during well operations, method for hydraulic fracturing and method for gravel packing |
US10202828B2 (en) | 2014-04-21 | 2019-02-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same |
US10001769B2 (en) | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
KR102235612B1 (ko) | 2015-01-29 | 2021-04-02 | 삼성전자주식회사 | 일-함수 금속을 갖는 반도체 소자 및 그 형성 방법 |
EA025958B1 (ru) * | 2015-02-17 | 2017-02-28 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Химический состав для агрегации песка в нефтяных скважинах |
US10988674B2 (en) | 2015-05-01 | 2021-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chelating etching agent stimulation and proppant stabilization of low-permeability subterranean formations |
WO2016191463A2 (en) | 2015-05-27 | 2016-12-01 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Polymeric compositions agglomerating compositions, modified solid materials, and methods for making and using same |
US10494564B2 (en) | 2017-01-17 | 2019-12-03 | PfP INDUSTRIES, LLC | Microemulsion flowback recovery compositions and methods for making and using same |
CN106701057B (zh) * | 2017-02-23 | 2019-07-02 | 中国石油大学(华东) | 一种压裂砂自聚改性剂及其制备方法 |
GB2561820B (en) | 2017-04-06 | 2022-08-17 | Petroliam Nasional Berhad Petronas | Method of consolidating a subterranean formation by particle agglomeration |
US10870791B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-12-22 | PfP Industries LLC | Compositions and methods for cross-linking hydratable polymers using produced water |
US10696888B2 (en) | 2018-08-30 | 2020-06-30 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation material compositions and methods of isolating a lost circulation zone of a wellbore |
US11168243B2 (en) | 2018-08-30 | 2021-11-09 | Saudi Arabian Oil Company | Cement compositions including epoxy resin systems for preventing fluid migration |
US11352541B2 (en) | 2018-08-30 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing compositions and methods of sealing an annulus of a wellbore |
WO2020106655A1 (en) | 2018-11-21 | 2020-05-28 | Self-Suspending Proppant Llc | Salt-tolerant self-suspending proppants made without extrusion |
US11236609B2 (en) | 2018-11-23 | 2022-02-01 | PfP Industries LLC | Apparatuses, systems, and methods for dynamic proppant transport fluid testing |
CN110668796B (zh) * | 2019-10-28 | 2022-03-01 | 西安摩根恩能能源科技有限公司 | 一种轻质高强压裂支撑剂及其制备方法 |
US11370956B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Epoxy-based LCM compositions with controlled viscosity and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore |
US11332656B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-05-17 | Saudi Arabian Oil Company | LCM composition with controlled viscosity and cure time and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore |
US11193052B2 (en) | 2020-02-25 | 2021-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing compositions and methods of plugging and abandoning of a wellbore |
US11236263B2 (en) | 2020-02-26 | 2022-02-01 | Saudi Arabian Oil Company | Method of sand consolidation in petroleum reservoirs |
US11905462B2 (en) | 2020-04-16 | 2024-02-20 | PfP INDUSTRIES, LLC | Polymer compositions and fracturing fluids made therefrom including a mixture of cationic and anionic hydratable polymers and methods for making and using same |
US11827841B2 (en) | 2021-12-23 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of treating lost circulation zones |
Family Cites Families (35)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2005A (en) * | 1841-03-16 | Improvement in the manner of constructing molds for casting butt-hinges | ||
US2006A (en) * | 1841-03-16 | Clamp for crimping leather | ||
US2805958A (en) | 1955-03-08 | 1957-09-10 | Gen Electric | Preparation of hydrophobic silicas |
US3026938A (en) * | 1958-09-02 | 1962-03-27 | Gulf Research Development Co | Propping agent for a fracturing process |
US3260622A (en) * | 1962-09-05 | 1966-07-12 | Lubrizol Corp | Organic phosphate complexes |
GB1073338A (en) | 1965-07-21 | 1967-06-21 | British Titan Products | Mixed coating process |
US3501325A (en) * | 1968-12-09 | 1970-03-17 | Fmc Corp | Gelled phosphate esters |
US3692884A (en) * | 1969-02-07 | 1972-09-19 | Edwin R Gaskell | Phosphate esters |
US3565176A (en) * | 1969-09-08 | 1971-02-23 | Clifford V Wittenwyler | Consolidation of earth formation using epoxy-modified resins |
US3584687A (en) * | 1970-02-03 | 1971-06-15 | Nalco Chemical Co | Inhibition of deposits from water or brine in underground formations |
US5614010A (en) * | 1994-03-14 | 1997-03-25 | Clearwater, Inc. | Hydrocarbon gels useful in formation fracturing |
US5833000A (en) * | 1995-03-29 | 1998-11-10 | 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 |
US5787986A (en) * | 1995-03-29 | 1998-08-04 | 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 |
AU2785697A (en) * | 1996-06-05 | 1998-01-05 | Rhone-Poulenc, Inc. | Non-aqueous slurries of water soluble polymers |
JP3696993B2 (ja) | 1996-10-09 | 2005-09-21 | 石原産業株式会社 | 二酸化チタン顔料の製造方法 |
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 |
US6528568B2 (en) * | 2001-02-23 | 2003-03-04 | Millennium Inorganic Chemicals, Inc. | Method for manufacturing high opacity, durable pigment |
US7216711B2 (en) * | 2002-01-08 | 2007-05-15 | Halliburton Eenrgy Services, Inc. | Methods of coating resin and blending resin-coated proppant |
US6725931B2 (en) * | 2002-06-26 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells |
US6668926B2 (en) * | 2002-01-08 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating proppant in subterranean fractures |
EP2045439B1 (en) * | 2002-05-24 | 2010-07-21 | 3M Innovative Properties Company | Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery |
US6832650B2 (en) * | 2002-09-11 | 2004-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells |
US7059406B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Production-enhancing completion methods |
US7017665B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
US7204311B2 (en) * | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US7140433B2 (en) * | 2003-12-12 | 2006-11-28 | Clearwater International, Llc | Diamine terminated primary amine-aldehyde sulfur converting compositions and methods for making and using same |
US9018145B2 (en) * | 2003-12-23 | 2015-04-28 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Foamer composition and methods for making and using same |
JP3925932B2 (ja) | 2004-01-08 | 2007-06-06 | 株式会社 東北テクノアーチ | 有機修飾金属酸化物ナノ粒子の製造法 |
US7517447B2 (en) * | 2004-01-09 | 2009-04-14 | Clearwater International, Llc | Sterically hindered N-methylsecondary and tertiary amine sulfur scavengers and methods for making and using same |
US7971659B2 (en) * | 2004-05-05 | 2011-07-05 | Clearwater International, Llc | Foamer/sulfur scavenger composition and methods for making and using same |
US7268100B2 (en) * | 2004-11-29 | 2007-09-11 | Clearwater International, Llc | Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
US8563481B2 (en) * | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
US7363978B2 (en) * | 2005-05-20 | 2008-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using reactive surfactants in subterranean operations |
-
2005
- 2005-12-09 US US11/298,547 patent/US7392847B2/en active Active
-
2006
- 2006-07-13 GB GB0613849.9A patent/GB2433067C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-13 GB GB1111240A patent/GB2478677B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-17 CA CA2552421A patent/CA2552421C/en active Active
- 2006-07-17 AU AU2006203050A patent/AU2006203050B2/en active Active
- 2006-08-07 NO NO20063579A patent/NO20063579L/no not_active Application Discontinuation
-
2008
- 2008-05-06 US US12/151,429 patent/US7956017B2/en active Active
-
2015
- 2015-09-24 NO NO20151254A patent/NO20151254A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20063579L (no) | 2007-06-11 |
GB2433067A (en) | 2007-06-13 |
AU2006203050A1 (en) | 2007-06-28 |
CA2552421A1 (en) | 2007-06-09 |
AU2006203050B2 (en) | 2012-06-21 |
GB2433067B (en) | 2011-09-21 |
US20070131425A1 (en) | 2007-06-14 |
GB2478677B (en) | 2011-11-02 |
GB201111240D0 (en) | 2011-08-17 |
GB2478677A (en) | 2011-09-14 |
GB0613849D0 (en) | 2006-08-23 |
US20080257553A1 (en) | 2008-10-23 |
CA2552421C (en) | 2010-09-21 |
GB2433067C (en) | 2015-07-01 |
US7956017B2 (en) | 2011-06-07 |
US7392847B2 (en) | 2008-07-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20151254A1 (no) | Aggregeringsreagenser, modifisert partikkelformige metalloksider, samt fremgangsmåter for fremstilling og anvendelse derav | |
AU2010201906B2 (en) | Methods for increase gas production and load recovery | |
EP3138890B1 (en) | Aggregating compositions, modified particulate metal oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same | |
NO20161730A1 (no) | Sandaggregeringsreagenser, modifisert sand, samt metoder for fremstilling og bruk derav | |
AU769301B2 (en) | Water based wellbore fluids | |
US6488091B1 (en) | Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods | |
US6742590B1 (en) | Methods of treating subterranean formations using solid particles and other larger solid materials | |
EP1132569A2 (en) | Method of treating a subterranean formation | |
CN102317402A (zh) | 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法 | |
WO2005005774A1 (en) | Methods of treating subterranean zones and viscous aqueous fluids containing xanthan and a combination cross-linker - breaker | |
US10767102B2 (en) | Clean gravel pack fluid composition and method for sand control applications | |
CN118339253A (zh) | 钻井液组合物和方法 | |
Aung et al. | High Temperature Acid Precursor as Filter Cake Clean-up Fluid |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |