NO313433B1 - Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon - Google Patents
Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO313433B1 NO313433B1 NO19982410A NO982410A NO313433B1 NO 313433 B1 NO313433 B1 NO 313433B1 NO 19982410 A NO19982410 A NO 19982410A NO 982410 A NO982410 A NO 982410A NO 313433 B1 NO313433 B1 NO 313433B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- solvent
- water
- displace
- oil
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 25
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 18
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 claims description 16
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 15
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 8
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical class OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- -1 glycol ethers Chemical class 0.000 claims description 7
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- LHENQXAPVKABON-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-1-ol Chemical compound CCC(O)OC LHENQXAPVKABON-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 claims description 4
- DYCRDXOGOYSIIA-UHFFFAOYSA-N 1-hexoxyethanol Chemical compound CCCCCCOC(C)O DYCRDXOGOYSIIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 10
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 4
- KUBDPQJOLOUJRM-UHFFFAOYSA-N 2-(chloromethyl)oxirane;4-[2-(4-hydroxyphenyl)propan-2-yl]phenol Chemical compound ClCC1CO1.C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 KUBDPQJOLOUJRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YBRVSVVVWCFQMG-UHFFFAOYSA-N 4,4'-diaminodiphenylmethane Chemical compound C1=CC(N)=CC=C1CC1=CC=C(N)C=C1 YBRVSVVVWCFQMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 150000002924 oxiranes Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5755—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Epoxy Resins (AREA)
- Polyethers (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å behandle en underjordisk formasjon for forbedring av styrken av den. Fremgangsmåten er spesielt egnet for behandling av en underjordisk hydrokarbonholdig formasjon fra hvilken det kan produseres hydrokarboner. En slik underjordisk hydrokarbonholdig formasjon kalles et reservoar.
Produksjon av hydrokarboner fra et slikt reservoar utføres vanligvis gjennom en brønn som bores fra overflaten til reservoaret. En slik brønn er foret for forhindring av sammenfalling av veggen i den. For å gjøre det lettere for fluider å strømme inn i brønnen er den del av brønnen som strekker seg inn i eller gjennom reservoaret enten ikke foret, eller når den er foret, er foringsrøret perforert lokalt. Hvis den underjordiske formasjon innbefatter sandstein, kan produksjon av hydrokarboner forårsake at formasjonsmineraler så som sand løsner og medføres av fluidene som strømmer inn i brønnen, spesielt etter vanngjennombryting. De med-førte materialer forårsaker slitasje av produksjonsutstyr gjennom hvilket fluidet passerer, og det er kostbart å separere og å kvitte seg med materialet. For reduk-sjon av mengden av medførte materialer blir formasjonen forsterket under anven-delse av et epoksyharpikssystem.
Man støter på et spesielt problem når den underjordiske formasjon innbefatter «skitten» sand, som er sand dekket med forurensninger så som hydrokarbonolje og vann. Tilstedeværelse av disse forurensninger vil påvirke bindingen mellom sandpartiklene og epoksyharpiksen på uheldig måte, og følgelig styrken av den behandlede formasjon.
USA patentbeskrivelse nr. 3 481 403 beskriver en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, hvilken fremgangsmåte omfatter at den underjordiske formasjon bringes i kontakt med et løsningsmiddel i form av en
alkyleter av en C2-C6-glykol inneholdende minst én CrC6-alkylgruppe, og deretter bringes formasjonen i kontakt med en konsolideringsløsning av en epoksyharpiks og et herdemiddel i et løsningsmiddel av alkohol-kerosen. Før løsningsmidlet kan det anvendes en for-skylling med olje for fjerning av vannblokkeringer. Hvis formasjonen allerede har frembrakt store volumer av sand, kan videre en suspensjon av sand i vann eller olje innsprøytes før behandlingen begynner å supplere den tapte sand.
USA patentbeskrivelse nr. 3 915 232 beskriver en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, omfattende de sekvensielle trinn at man:
(a) bringer formasjonen i kontakt med et vandig medium; (b) bringer formasjonen i kontakt med et hydrokarbonfluid for å fortrenge vann; og (c) bringer formasjonen i kontakt med et løsningsmiddel i form av en glykoleter for å fortrenge rest-hydrokarbonet og -vannet.
Ved den kjente fremgangsmåte anbringes en sandsikt av bundne sandkorn i en brønn i ringrommet mellom foringsrøret og formasjonen. I trinn (a) ved den kjente fremgangsmåte innsprøytes derfor en oppslemning av sand i saltløsning gjennom perforeringer i foringsrøret inn i brønnen for anbringelse av sanden bak foringsrøret i ringrommet. For å binde sandkornene for dannelse av en sikt inn-sprøytes en konsolideringsløsning inneholdende en epoksyharpiks og en katalysa-tor gjennom perforeringene i foringsrøret. Løsningsmidlet som anvendes i konsoli-deringsløsningen, er et annet løsningsmiddel enn glykoleteren som anvendes for å fortrenge rest-hydrokarbonet og -vannet.
Det er et formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en for-bedret fremgangsmåte hvor selve formasjonen konsolideres, og det er et ytterlige-re formål å tilveiebringe en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon hvor det kan anvendes en konsolideringsløsning med høy konsentrasjon av epoksyharpiks.
Foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, omfattende følgende sekvensielle trinn: (a) formasjonen bringes i kontakt med et vandig medium; (b) formasjonen bringes i kontakt med et hydrokarbonfluid for å fortrenge vann; og (c) formasjonen bringes i kontakt med et løsningsmiddel i form av en glykoleter for å fortrenge gjenværende hydrokarboner og vann, hvor trinn (a) utføres for fortrenging av olje som finnes i porene i formasjonen, og at formasjonen etter trinn (c) bringes i kontakt med en konsolideringsløsning på mellom 30 og 60 %m monomere og/eller polymere organiske polyepoksider med mer enn én epoksygruppe pr. molekyl og mellom 5 og 20 %m av et herdemiddel i løsningsmidlet, og at formasjonen deretter bringes i kontakt med et fluid med øket viskositet, inneholdende alifatiske hydrokarboner.
I beskrivelsen og kravene anvendes betegnelsen «glykoleter» i betydningen av en eter av en toverdig C2-C6-alkohol inneholdende minst én CrC6-alkyl-gruppe, og betegnelsen «epoksyharpiks» vil bli anvendt for å angi monomere og/eller polymere organiske polyepoksider med mer enn én epoksygruppe pr. molekyl.
Det vises til europeisk patentsøknad publikasjon nr. 463 664. Denne publikasjon beskriver en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, hvor konsolideringsløsningen omfatter polyepoksider, et herdemiddel, en glykoleter og en polyalkylenglykol. Behandlingen kan følges av en over-spylestrøm av en hydrokarbonløsningsmiddelblanding for fjerning av overskudd av harpiks. Sø-kerne hadde funnet at utelatelse av polyalkylenglykolen gjorde det mulig å øke epoksidinnholdet i konsolideringsløsningen uten at viskositeten ble påvirket. Videre hadde søkerne funnet at valg av et alifatisk hydrokarbon som over-spylestrøm har fordeler.
I beskrivelsen og kravene angir «%m» prosent basert på massen av løs-ningen.
Ved fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse bringes formasjonen i kontakt med tre for-spylestrømmer som innsprøytes i formasjonen etter hverandre. Den første for-spylestrøm er et vandig medium, og det vandige medium innsprøytes i formasjonen for å fortrenge olje som finnes i porene i formasjonen, bort fra sonen som skal behandles. Fortrengingen av olje med det vandige medium er en ikke-blandbar fortrengning, og følgelig vil en del olje ikke bli fjernet. Oljen som ikke fjernes, kalles formasjonsolje («connate oil»). Deretter bringes formasjonen i kontakt med et hydrokarbonfluid for fortrenging av vann som finnes i porene, bort fra sonen som skal behandles. Videre vil hydrokarbonfluidet oppløse all formasjonsolje som ikke er blitt fjernet av det vandige medium. Fortrenging av vann med hydrokarbonoljen er også en ikke-blandbar fortrengning, og følgelig vil en del vann ikke bli fjernet. Siden fortrengningen av formasjonsolje med hydrokarbonoljen er blandbar, fjernes imidlertid hovedsakelig all formasjonsolje. Deretter bringes formasjonen i kontakt med løsningsmidlet i form av blandingen av glykoletere for fortrenging av rest-hydrokarbonfluidene og vann. Siden blandingen av glykoletere er blandbar både med hydrokarboner og vann, er fortrengningen blandbar, og det vil hovedsakelig ikke bli tilbake noen hydrokarboner eller vann i formasjonen. Formasjonen er fullstendig mettet med løsningsmidlet.
Etter at formasjonen er blitt behandlet på denne måte, bringes den i kontakt med konsolideringsløsningen av mellom 30 og 60 %m monomere og/eller polymere organiske polyepoksider med mer enn én epoksygruppe pr. molekyl, og mellom 5 og 20 %m av et herdemiddel i løsningsmidlet.
Den foreliggende oppfinnelse er basert på det funn at løsningsmiddel i form av blandingen av glykoletere gir blandbar fortrengning av både vann og olje, og at løsningsmidlet er et utmerket løsningsmiddel for epoksyharpiksen og herdemidlet. Sistnevnte faktum muliggjør at formasjonen kan bringes i kontakt med en konsent-rert konsolideringsløsning av epoksyharpiksen, hvilken konsolideringsløsning har akseptabel viskositet. Siden det er den samme væske som væsken som anvendes i den siste for-spylestrøm, er det videre ingen forenlighetsproblemer.
Det vandige medium som anvendes i den første for-spylestrøm, kan være en saltløsning, for eksempel en vandig løsning av 2 %m KCI.
For gjenopprettelse av permeabiliteten blir formasjonen, etter at den er blitt brakt i kontakt med konsolideringsløsningen fra trinn (d), brakt i kontakt med et hydrokarbonfluid som har fått øket viskositet, hvilket hydrokarbonfluid er en blan-ding av alifatiske hydrokarboner. Denne såkalte over-spylestrøm vil fortrenge ho-vedandelen av harpiksfasen og gjenopprette permeabiliteten. Viskositeten av over-spylestrømmen er større enn viskositeten av hydrokarbon-forspylestrømmen.
Oljen kan være hvilken som helst hydrokarbonolje, så som dieselolje eller råolje.
Egnede glykoletere for løsningsmidlet er monoetere av de toverdige alkoho-ler. Glykoleterne valgt fra gruppen som innbefatter metoksypropanol, butoksyetanol, heksoksyetanol og isomerene av disse glykoletere er meget godt egnet.
For justering av løsningsmidlets viskositet kan løsningsmidlet videre inne-holde en mindre mengde, for eksempel mindre enn 10 %m, av en polyetylenglykol med en gjennomsnittlig molekylmasse på ca. 400.
Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet mer detaljert under henvisning til forsøke-ne.
For å illustrere at konsolideringsløsningen av løsningsmiddel og kombina-sjon av polyepoksider og herdemiddel ikke er viskøs, ble viskositeten av flere kon-solideringsløsninger bestemt i et lav-skjærkraft-viskosimeter av typen CONTRAVES LS-30 ved en temperatur på 25°C. Den anvendte epoksyharpiks var EPIKOTE 828 (handelsnavnet EPIKOTE 828 fås ved omsetting av difenylol-propan med epiklorhydrin; det har en molekylmasse på mellom 30 og 450), og det anvendte herdemiddel var metylendianilin. Resultatene for forskjellige konsolide-ringsløsninger er oppsummert i tabell 1. Betegnelsen «faststoffinnhold» anvendes for omtale av innholdet av epoksyharpiks og herdemiddel.
For å illustrere effekten av fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse på den ikke-begrensede trykkfasthet ble det laget flere prøver som ble underkastet to behandlinger, en behandling ifølge oppfinnelsen og en behandling som ikke var ifølge oppfinnelsen. For hver test ble det laget tre prøver av sand av typen Nieuwe Pekela (korndiameter i området fra 0,075 til 0,150 mm) i et glassrør, hvor hver prøve hadde en diameter på 3,5 cm og en lengde på 17 cm. Etter at sanden var blitt anbrakt i røret, ble porøsiteten, <D (i %) bestemt. Sandpakningen ble gjennomstrømmet med butan for fjerning av luft, og deretter ble sandpakningen gjennomstrømmet med et alifatisk hydrokarbon hvor butan oppløses, under fjerning av butanet. Deretter ble begynnelses-permeabiliteten, Kj (i Darcy) bestemt.
For simulering av formasjonsbetingelsene ble følgende fluider innsprøytet: (1) metoksypropanol; (2) saltløsning (2 %m KCI) og (3) ca. 10 porevolumer råolje for opprettelse av ikke-reduserbar vannmetning.
Prøvene ble underkastet to behandlinger, en første ifølge oppfinnelsen og en andre som ikke var ifølge oppfinnelsen.
Behandlingen ifølge oppfinnelsen omfatter at prøvene som er fylt med råolje, ved ikke-reduserbar vannmetning bringes i kontakt med fluider i følgende sek-vens: (a) prøven bringes i kontakt med 2 porevolumer av en 2 %m KCI-saltløsning; (b) prøven bringes i kontakt med 2 porevolumer av gassolje; (c) prøven bringes i kontakt med 2 porevolumer av metoksypropanol; (d) prøven bringes i kontakt med 1 porevolum av en konsolideringsløsning av EPIKOTE 828 (handelsnavn) og metylendianilin i metoksypropanol, idet faststoff-innholdet er 60 %m; og (e) prøven bringes i kontakt med 2 porevolumer av alifatiske hydrokarboner med øket viskositet.
Etter behandlingen ble slutt-permeabiliteten, Ke (i Darcy) og den ikke-begrensede trykkfasthet, IBT (i MPa) bestemt. Resultatene er oppsummert i tabell 2.
Ved behandlingen som ikke er ifølge oppfinnelsen er trinnene (a), (b) og (c) utelatt. Prøvene med råolje ved ikke-reduserbar vannmetning ble således bare behandlet i henhold til trinnene (d) og (e) i ovenstående eksempel.
Etter behandlingen ble slutt-permeabiliteten, Ke (i Darcy) og den ikke-begrensede trykkfasthet, IBT (i MPa) bestemt. Resultatene er oppsummert i tabell 3.
Av ovenstående data kan man trekke den konklusjon av den ikke-begrensede trykkfasthet i forsøket med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er større enn den ikke-begrensede trykkfasthet med fremgangsmåten som ikke er ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Claims (2)
1. Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon,
omfattende følgende sekvensielle trinn: (a) formasjonen bringes i kontakt med et vandig medium; (b) formasjonen bringes i kontakt med et hydrokarbonfluid for å fortrenge vann; og (c) formasjonen bringes i kontakt med et løsningsmiddel i form av en glykoleter for å fortrenge gjenværende hydrokarboner og vann,
karakterisert vedat trinn (a) utføres for fortrenging av olje som finnes i porene i formasjonen, og at formasjonen etter trinn (c) bringes i kontakt med en konsolideringsløsning på mellom 30 og 60 %m monomere og/eller polymere organiske polyepoksider med mer enn én epoksygruppe pr. molekyl og mellom 5 og 20 %m av et herdemiddel i løsningsmidlet, og at formasjonen deretter bringes i kontakt med et fluid med øket viskositet, inneholdende alifatiske hydrokarboner.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat glykoleteren velges fra gruppen som innbefatter metoksypropanol, butoksyetanol, heksoksyetanol og isomerene av disse glykoletere.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP95203271 | 1995-11-28 | ||
PCT/EP1996/005374 WO1997020129A1 (en) | 1995-11-28 | 1996-11-28 | Method of treating an underground formation |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO982410D0 NO982410D0 (no) | 1998-05-27 |
NO982410L NO982410L (no) | 1998-05-28 |
NO313433B1 true NO313433B1 (no) | 2002-09-30 |
Family
ID=8220881
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19982410A NO313433B1 (no) | 1995-11-28 | 1998-05-27 | Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6085842A (no) |
EP (1) | EP0864032B1 (no) |
AU (1) | AU706545B2 (no) |
DE (1) | DE69607856T2 (no) |
EA (1) | EA000410B1 (no) |
MY (1) | MY121590A (no) |
NO (1) | NO313433B1 (no) |
NZ (1) | NZ323929A (no) |
OA (1) | OA10690A (no) |
WO (1) | WO1997020129A1 (no) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1362978A1 (en) * | 2002-05-17 | 2003-11-19 | Resolution Research Nederland B.V. | System for treating an underground formation |
EP2664639A1 (en) | 2008-12-23 | 2013-11-20 | 3M Innovative Properties Company | Particles comprising blocked isocyanate resin and method of modifying a wellbore using the same |
US9556541B2 (en) | 2008-12-23 | 2017-01-31 | 3M Innovative Properties Company | Curable fiber |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1168945A (en) * | 1968-03-15 | 1969-10-29 | Shell Int Research | Method for Treating a Part of a Permeable Formation |
US3481403A (en) * | 1968-07-26 | 1969-12-02 | Exxon Production Research Co | Method for consolidating formations surrounding boreholes with resin |
US3741308A (en) * | 1971-11-05 | 1973-06-26 | Permeator Corp | Method of consolidating sand formations |
US3915232A (en) * | 1974-08-27 | 1975-10-28 | Exxon Production Research Co | Method of consolidating incompetent formations |
GB2046816B (en) * | 1979-04-09 | 1983-02-16 | Shell Int Research | Consolidating subterranean formations |
GB2099041B (en) * | 1981-05-22 | 1984-10-10 | Shell Int Research | Method of placing and consolidating a mass of particulate material and composition for use in carrying out said method |
GB9012727D0 (en) * | 1990-06-07 | 1990-08-01 | Shell Int Research | Treating an underground formation |
US5423381A (en) * | 1993-10-29 | 1995-06-13 | Texaco Inc. | Quick-set formation treating methods |
-
1996
- 1996-11-26 MY MYPI96004955A patent/MY121590A/en unknown
- 1996-11-28 DE DE69607856T patent/DE69607856T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1996-11-28 EA EA199800486A patent/EA000410B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-11-28 NZ NZ323929A patent/NZ323929A/xx unknown
- 1996-11-28 AU AU10976/97A patent/AU706545B2/en not_active Expired
- 1996-11-28 WO PCT/EP1996/005374 patent/WO1997020129A1/en active IP Right Grant
- 1996-11-28 EP EP96941655A patent/EP0864032B1/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-05-27 NO NO19982410A patent/NO313433B1/no unknown
- 1998-05-28 OA OA9800065A patent/OA10690A/en unknown
- 1998-08-06 US US09/130,256 patent/US6085842A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU1097697A (en) | 1997-06-19 |
DE69607856T2 (de) | 2000-10-05 |
AU706545B2 (en) | 1999-06-17 |
EA199800486A1 (ru) | 1998-10-29 |
OA10690A (en) | 2002-11-28 |
US6085842A (en) | 2000-07-11 |
MY121590A (en) | 2006-02-28 |
NZ323929A (en) | 1998-12-23 |
DE69607856D1 (de) | 2000-05-25 |
EA000410B1 (ru) | 1999-06-24 |
EP0864032B1 (en) | 2000-04-19 |
NO982410L (no) | 1998-05-28 |
WO1997020129A1 (en) | 1997-06-05 |
EP0864032A1 (en) | 1998-09-16 |
NO982410D0 (no) | 1998-05-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4291766A (en) | Process for consolidating water-wet sands with an epoxy resin-forming solution | |
US10023787B2 (en) | Surfactant selection methods for fluid recovery in subterranean formations | |
US20160177162A1 (en) | Compositions providing consolidation and water-control | |
DK2729547T3 (en) | A method for drilling and completion operations with the curable resin compositions | |
AU2015375553B2 (en) | Additive for improving homogeneity of epoxy resin and cement composites | |
CA2923454C (en) | Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations | |
Gatlin et al. | The alcohol slug process for increasing oil recovery | |
NO149360B (no) | Fremgangsmaate for aa konsolidere partikler i en underjordisk formasjon | |
US3476189A (en) | Method for consolidating a permeable mass | |
AU2012279069A1 (en) | Method for drilling and completion operations with settable resin compositions | |
GB2245013A (en) | Method of improving formation permeability using chlorine dioxide | |
US7073586B2 (en) | System for treating an underground formation | |
US5065820A (en) | Control of lost circulation in wells | |
Safaei et al. | Chemical treatment for sand production control: a review of materials, methods, and field operations | |
NO313433B1 (no) | Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon | |
CA2238173C (en) | Method of treating an underground formation | |
US9957436B2 (en) | Methods of simultaneously introducing a curable resin and curing agent with delayed curing | |
US4137971A (en) | Method of consolidating a subterranean formation | |
US11492531B1 (en) | Sand consolidation with a curable resin and filtercake removal fluid | |
US11781058B1 (en) | Process for sand and proppant consolidation | |
GB2037845A (en) | Aqueous polymer solutions for well treating methods | |
NO152949B (no) | Fremgangsmaate ved konsolidering av deler av en gjennomtrengelig undergrunnsformasjon som omgir et borehull eller en broenn | |
US3537521A (en) | Sand consolidation method | |
Richardson et al. | Consolidation of Silty Sands with an Epoxy Resin Overflush Process | |
GB2046816A (en) | Consolidating subterranean formations |