NO321002B1 - Styring av partikulaer tilbakestromming i underjordiske bronner - Google Patents
Styring av partikulaer tilbakestromming i underjordiske bronner Download PDFInfo
- Publication number
- NO321002B1 NO321002B1 NO19974553A NO974553A NO321002B1 NO 321002 B1 NO321002 B1 NO 321002B1 NO 19974553 A NO19974553 A NO 19974553A NO 974553 A NO974553 A NO 974553A NO 321002 B1 NO321002 B1 NO 321002B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- particulate material
- formation
- compound
- fluid
- covered
- Prior art date
Links
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 76
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 64
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims description 60
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 59
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 35
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 9
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 8
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 8
- 239000011149 active material Substances 0.000 claims description 7
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 7
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 4
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000000151 deposition Methods 0.000 claims description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 4
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 3
- 239000013638 trimer Substances 0.000 claims description 3
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- IMUDHTPIFIBORV-UHFFFAOYSA-N aminoethylpiperazine Chemical compound NCCN1CCNCC1 IMUDHTPIFIBORV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000025 natural resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 2
- 239000012508 resin bead Substances 0.000 claims description 2
- 239000000539 dimer Substances 0.000 claims 1
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 claims 1
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 claims 1
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 claims 1
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 70
- 239000000463 material Substances 0.000 description 53
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 21
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 4
- 239000011872 intimate mixture Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 4
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 3
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 3
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000005956 quaternization reaction Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001800 Shellac Polymers 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 239000006265 aqueous foam Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N benzyl chloride Chemical compound ClCC1=CC=CC=C1 KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073608 benzyl chloride Drugs 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- DENRZWYUOJLTMF-UHFFFAOYSA-N diethyl sulfate Chemical compound CCOS(=O)(=O)OCC DENRZWYUOJLTMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VAYGXNSJCAHWJZ-UHFFFAOYSA-N dimethyl sulfate Chemical compound COS(=O)(=O)OC VAYGXNSJCAHWJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 229910001651 emery Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000004208 shellac Substances 0.000 description 1
- ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N shellac Chemical compound OCCCCCC(O)C(O)CCCCCCCC(O)=O.C1C23[C@H](C(O)=O)CCC2[C@](C)(CO)[C@@H]1C(C(O)=O)=C[C@@H]3O ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N 0.000 description 1
- 229940113147 shellac Drugs 0.000 description 1
- 235000013874 shellac Nutrition 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5755—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- 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
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåte for utvinning av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon og særlig fremgangsmåte for styring av transport av faste partikler ved produksjon av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon.
Transport av faste partikler ved produksjon av hydrokarboner fra en underjordisk formasjon er et kontinuerlig problem. De transporterte faste stoffer kan erodere eller forårsake betydelig slitasje på utstyr som benyttes i utvinningsprosessen ved produksjon av hydrokarboner. De faste stoffer kan også tette eller plugge igjen borehullet og derved begrense eller fullstendig stoppe fluidproduksjonen. Videre, må de transporterte partikler separeres fra de utvunnede hydrokarboner hvilket tilfører ytterligere kostnader til prosessen.
De partikler som er tilgjengelige for transport kan være til stede på grunn av en ukonsolidert beskaffenhet i den underjordiske formasjon og/eller som et resultat av brønnbehandling med plassering av partikler i et borehull eller en formasjon, slik som ved pakking av grus eller proppet sprekkdannelse.
Ved behandling av underjordiske formasjoner er det vanlig å plassere partikkehnaterialer som et filtermedium og/eller et proppemateriale i det nære området ved borehullet og i sprekker som strekker seg utad fra borehullet. I sprekkdannelsesoperasjoner føres proppematerialet inn i sprekker som dannes når hydraulisk trykk påføres disse underjordiske fjellformasjonene på et punkt hvor sprekker er utviklet. Proppematerialet oppløst i et viskøst sprekkdannelsesfluid føres utad fra borehullet i sprekkene ettersom de dannes og sprer seg ved kontinuerlig pumping. Ved frigjøring av pumpetrykket forblir proppematerialet i sprekkene og holder de separerte bergflatene i en åpen posisjon som danner en kanal for tilbakestrømning av formasjonsfluider til borehullet.
Tilbakestrømning av proppematerialet er transporten av proppematerialet tilbake inn i borehullet med produksjonen av formasjonsfluider som etterfølger sprekkdannelsen. Dette uønskede resultatet forårsaker unødig slitasje av produksjonsutstyret, behov for separasjon av faste partikler fra de produserte hydrokarboner og reduserer også til tider effektiviteten av sprekkdannelsesoperasjonen da proppematerialet ikke forblir i sprekkene hvilket kan begrense åpningen eller ledeevnen til den dannede strømningskanal. Tilbakestrømning av proppematerialet økes ofte av det som beskrives som "aggresiv" tilbakestrømning av brønnen etter en stimulerende behandling. Aggressiv tilbakestrømning medfører hovedsakelig tilbakestrømning av behandlingsfluidet med en hastighet fra omtrentlig 0,001 til omtrentlig 0,1 fat pr. minutt (BPM) pr. sprekk av behandlingsfluidet som ble innført i den underjordiske formasjon.
Slike tilbakestrømningshastigheter akselererer eller fremtvinger lukning av formasjonen på proppematerialet som er innført i formasjonen. Den høye strømningshastigheten kan resultere i at store mengder av proppematerialet strømmer tilbake inn i borehullet før lukning oppstår eller at det oppstår utilstrekkelig brodannelse i formasjonen. Den raske tilbakestrømningen er svært ønskelig for operatøren ettersom den returnerer et borehull til produksjon av hydrokarboner betydelig tidligere enn hva tilfellet er med andre teknikker.
Det middel som hovedsakelig benyttes for å møte problemet med tilbakestrømning av proppematerialet er å tilsette resindekkede proppematerialer eller resinkonsolidering av proppematerialet hvilket ikke er mulig å benytte i aggressive tilbakesfrørnningssituasjoner. Videre er kostnaden ved resindekkede proppematerialer høy, og dette benyttes derfor kun i de siste 5 til 25% av proppematerialplasseringen. Resindekket proppemateriale er ikke alltid effektivt da det er vanskeligheter med å plassere dette jevnt i sprekkene og, i tillegg, kan resinbelegget ha en skadelig effekt på sprekkens ledningsevne. Resindekket proppemateriale kan også reagere kjemisk med vanlige sprekkfluidtverrbindingssystemer slik som guar eller hydroksypropylguar med organiske metaller eller borattverrbindinger. Denne samvirkningen resulterer i endrede tverrbindinger og/eller bruddtider for fluidene hvilket derved påvirker plasseringen. Et ytterligere middel som oppviser akseptabel effektivitet har vært å gradvis avlaste sprekkdannelsestrykket når sprekkdannelsesoperasjonen er ferdig slik at sprekkens lukketrykk som virker mot proppematerialet bygges opp sakte og tillater at proppematerialets partikler stabiliseres før tilbakestrømning av sprekkfluidet og begynnelsen av hydrokarbonproduksjonen. Slik langsom retur er imidlertid uønskelig, da det reduserer produksjonen fra borehullet til behandlingsfluidet er fjernet
I ukonsoliderte formasjoner er det vanlig å plassere et filtreringslag av grus i området nær borehullet som representerer en fysisk barriere for transporten av fine partikler av ukonsoliderte formasjoner med produksjonen av hydrokarboner. Vanligvis innbefatter såkalte "gruspakkeoperasjoner" pumping og plassering av en mengde grus og/eller sand med en maskestørrelse mellom 10 og 60 "mesh" i U.S. Standard Sieve Series inn i den ukonsoliderte formasjon i umiddelbar nærhet av borehullet. Det er noen ganger også ønskelig å binde gruspartiklene sammen for å danne en porøs matrise gjennom hvilken formasjonsfluidet kan passere, mens hovedmengden av de ukonsoliderte sand- og/eller fine partikler transport til området i nærheten av borehullet av formsjonslfuidene, filtreres ut og holdes tilbake. Gruspartiklene kan bestå av resinbelagt grus som enten er forhåndsherdet eller som kan herdes ved en overstrømning av et kjemisk bindemiddel når grusen er på plass. Det er også kjent å tilsette ulike herdbare bindemidler eller herdbare klebemidler direkte til en overstrømning av ukonsolidert grus for å binde partiklene sammen.
US-patenter nr. 5330005, 5439055 og 5501275 beskriver en fremgangsmåte for å overkomme vanskelighetene med resinbelagte proppematerialer eller gruspakker ved innblanding av et fibrøst materiale i det fluid som partiklene innføres med i den underjordiske formasjon. Fibrene har vanligvis en lengde over omtrentlig 2 mm og en diameter fra omtrent 6 til omtrent 200 mikron. Fiberdannede fibre med mindre diameter kan også benyttes. Fibrene antas å fungere som brobygger over hindringer og åpninger i det pakkede proppematerialet og danner en matte eller rammeverk som holder partiklene på plass hvilket begrenser partikulær tilbakestrømning. Fibrene resulterer vanligvis i et 25% eller større tap i permeabiliteten til proppemateiralpakken som dannes sammenlignet med en pakke uten fibre.
Mens denne teknikken kan begrense noe tilbakestrømning, vil den ikke sikre partiklene til hverandre på en slik måte som oppnås ved bruk av resinbelagte partikler.
US-patent nr. 5501274 beskriver en fremgangsmåte for å redusere tilbakestrømning av proppematerialet ved innføring av termoplastisk materiale i partikkel, bånd eller flakform med proppematerialet. Ved avsetning av proppematerialet og termoplastisk materiale i formasjonen mykgjøres det termoplastiske materialet og forårsaker at de til materialet nærliggende partikler fester seg til det termoplastiske materialet og danner agglomerater. Agglomeratene danner deretter bro med andre agglomerater og andre partikler for å hindre tilbakestrømning fra formasjonen.
Det ville være ønskelig å frembringe en fremgangsmåte som vil binde større antall partikler til hverandre hvorved agglomerater kan dannes som videre vil bidra til å forhindre bevegelse eller tilbakestrømning av partikler fra et borehull eller en formasjon uten å betydelig redusere permeabiliteten til partikkelpakken under aggressiv tilbakestrømning av behandlingsfluider.
Ifølge oppfinnelsen er det således tilveiebrakt en fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon omfattende innføring av et behandlingstima i en underjordisk formasjon;
innblanding med i det minste en del av nevnte fluid, et partikkelmateriale som innføres i og avsettes inni nevnte formasjon;
innblanding av en væske eller oppløsning av en klebrig forbindelse med i det minste en del av det nevnte partikkelmaterialet hvorved i det minste en del av det nevnte partikkelmaterialet i det minste er delvis dekket av den nevnte forbindelse slik at den kritiske gjenoppløsningshastigheten til det nevnte i det minste delvis dekkede partikkelmaterialet økes med i det minste omtrent 50% under forsøk ved et 0,5 vekt-% nivå med aktivt materiale i forhold til partikkelmaterialet alene med vann;
avsetning av partikkelmaterialet dekket med den klebrige forbindelsen i den underjordiske formasjon; og
tilbakestrømning av fluid fra formasjonen hvorved partikkelmaterialet dekket med den klebrige forbindelse holder tilbake bevegelse av i det minste en del av partikkelmaterialet i den nevnte formasjonen.
Fordelaktige trekk ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige kravene 2 til 10.
Det er beskrevet en fremgangsmåte for behandling av underjordiske formasjoner gjennomboret av et borehull, omfattende at det er tilveiebrakt en fluidoppløsning innbefattende en blanding av partikkelmateriale og et annet materiale innbefattende en væske eller oppløsning av en klebelig forbindelse som dekker i det minste en del av partiklene ved blanding med disse, pumping av fluidoppløsningen innbefattende de dekkede partikler gjennom borehullet og avsetning av blandingen i formasjonen. Ved avsetning av den dekkede materialblandingen i formasjonen forårsaker tildekningen at partikler nærliggende til materialet kleber seg til det dekkede materialet og danner derved agglomerater som danner bro mot andre partikler i formasjonen for å hindre partikulær tilbakestrømning.
Det dekkede materialet hindrer effektivt den partikulære tilbakestrømningen i en porøs pakke med en størrelse fra omtrent 2 til omtrent 400 mesh i intim blanding med de partikler som er dekket med den klebelige bestanddel.
Det dekkede materialet konsoliderer effektivt partiklene i form av agglomerater i formasjonen som et resultat av en sprekkdannelse eller gruspakkebehandling utført i en underjordisk formasjon under aggresiv tilbakestrømning av behandlingsfluidet. Fig. 1 viser en skjematisk illustrasjon av testanordningen som benyttes for å bestemme den kritiske gjenoppløsningshastigheten for et dekket substratmateriale. Fig. 2 viser en skjematisk illustrasjon av en testcelleanordning for ytterligere ubunden strømning.
I overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse blandes en væske eller oppløsning av en klebelig forbindelse i en intim blanding med et partikulært materiale slik som vanlige proppematerialer eller gruspakkematerialer og innføres i en underjordisk formasjon.
Benyttet i denne beskrivelse skal uttrykket "intim blanding" forstas som en hovedsakelig uniform fordeling av komponenter i blandingen. Uttrykket "simultan blanding" forstås som en blanding av komponenter som føres sammen i det første trinnet av behandlingsprosessen i den underjordiske formasjon eller i forberedelsene for utføringen av behandlingsprosessen.
Det dekkede partikulære eller proppematerialet kan inneholde hovedsakelig ethvert substratmateriale som ikke uønskelig reagerer kjemisk med andre komponenter benyttet i behandlingen av den underjordiske formasjon. Materialet kan innbefatte sand, keramer, glass, sintret bauxitt, resindekket sand, resinperler, metallperler o.l. Det dekkede materialet kan også innbefatte et ytterligere materiale som er blandet med et partikkelmateriale og innført i en underjordisk formasjon for å redusere den partikulære tilbakestrømning. I dette tilfellet kan det ytterligere substratmaterialet innbefatte glass, keramikk, karbonkompositter, naturlige eller syntetiske polymerer eller metaller og lignende i form av fibre, flak, bånd, perler, spon, små plater og lignende. I dette tilfellet vil det ytterligere substratmaterialet hovedsakelig bli blandet med det partikulære materialet i en mengde av omtrentlig 0,1 til omtrent 5 vekt-% av partikkelmaterialet.
Den klebelige forbindelsen innbefatter en væske eller en oppløsning av en forbindelse i stand til å danne i det minste et delvis belegg på substratmaterialet ved hvilket det er blandet før eller etter plassering i den underjordiske formasjon. I enkelte tilfeller kan den klebelige bestanddel være et fast stoff ved omgivende overflateforhold og ved innblanding med det partikulære materialet og som etter oppvarming ved innføring i borehullet for innføring inn i den underjordiske formasjon, blir en smeltet væske som i det minste delvis dekker en del av partikkelmaterialet. Forbindelser som er egnede for bruk som en klebelig forbindelse innbefatter hovedsakelig enhver forbindelse som, når den er i flytende form eller i en oppløsning vil danne et ikke-herdende belegg, av seg selv på partikkelmaterialet, og vil øke den kontinuerlige kritiske gjenoppløsningshastigheten til partikkelmaterialet ved kontakt med en vannstrøm som heretter beskrevet i eksempel I ved i det minste omtrent 50% i forhold til partikkelmaterialet alene når dette er tilstede i en 0,5 vekt-% aktiv materialkonsentrasjon og øker den initielle kritiske gjenoppløsningshastigheten med i det minste omtrentlig 50% i forhold til partikkelmaterialet alene. Fortrinnsvis økes den kontinuerlige kritiske gjenoppløsningshastigheten med i det minste 100% i forhold til partikkelmaterialet alene og ytterligere foretrukket i det minste omtrent 150% i forhold til partikkelmaterialet alene og den initielle kritiske gjenoppløsningshastigheten økes med i det minste 75% og ytterligere foretrukket i det minste 100% i forhold til partikkelmaterialet alene. En særlig foretrukket gruppe av klebelige forbindelser innbefatter polyamider som er flytende eller i oppløsning ved temperaturen til den underjordiske formasjon som behandles slik at polyamidene er, av seg selv, ikke-herdende når de er tilstede på partiklene innført i den underjordiske formasjon. Et særlig foretrukket produkt er et kondensasjonsreaksjonsprodukt innbefattende kommersielt tilgjengelige polysyrer og et polyamin. Slike kommersielle produkter inkluderer forbindelser slik som blandinger av C36 dibasiske syrer inneholdende enkelte trimerer og høyere oligomerer og også små mengder av monomersyrer som er reagert med polyaminer. Andre polysyrer inkluderer trimersyrer, syntetiske syrer produsert fra fettsyrer, maleinsyreanhydnd og akrylsyre o.l. Slike syreforbindelser er tilgjengelige fra selskaper slik som Witco, Union Camp, Chemtall og Emery Industries. Reaksjonsproduktene er tilgjengelige fra, f.eks. Champion Chemicals, mc. og Witco.
Hovedsakelig produseres polyamidene i foreliggende oppfinnelse porsjonsvis ved prosessering av polysyrer hovedsakelig med to eller flere syrefunksjoner pr. molekyl med et polyamin. Det er velkjent i fremstillingsindustrien at polysyrer og polyfunksjonelle aminer innføres i en reaktor hvor, med omrøring, den mildt eksoterme dannelsen av amidsalter oppstår. Etter blanding tilføres varme for å frembringe endoterm dehydrering og dannelse av smeltet polymer ved polykondensasjon. Vannet i reaksjonen kondenserer og fjernes fra polyamidet. Den molekylære vekt og endelige egenskaper til polymeren styres ved valg og sammensetning av råstoff, oppvarmingshastighet og skjønnsom bruk av monofunksjonelle syrer og aminer for å avslutte kjededannelse. Hovedsakelig er et overskudd av polyamin tilstede for å forhindre ukontrollert kjededannelse. Ureagerte aminer kan fjernes ved destillasjon, om ønskelig. Ofte blandes et løsemiddel, slik som en alkohol med det siste kondensasjonsreaksjonsproduktet for å frembringe en flytende oppløsning som enkelt kan håndteres. Kondensasjonsreaksjonen oppnås hovedsakelig ved en temperatur av omtrent 225°F til omtrent 450°F under et nitrogensveip for å fjerne det kondenserte vann fra reaksjonen. Polyaminene kan, f.eks., innbefatte etylendiamin, dietylentriamin, trietylentetraamin, aminoetylpiperazin o.l.
Polyamidene kan konverteres til kvateme sammensetninger ved reaksjon med metylenklorid, dimetylsulfat, benzylklorid, dietylsulfat o.l. Vanligvis vil kvaterniseringsreaksjonen bli påvirket ved en temperatur på omtrent 100 til omtrent 200°F over en periode på omtrent 4 til 6 timer.
Kvaterniseringsreaksjonen kan benyttes for å forbedre den kjemiske kompatibiliteten til den klebrige forbindelsen med de andre kjemikaliene benyttet i behandlingsfluidene. Kvaternisering av den klebrige forbindelsen kan redusere effektene på brytningsmaterialet i fluidet og redusere eller minimere buffereffektene av forbindelsene når disse er tilstede i ulike fluider.
Ytterligere forbindelser som kan benyttes som klebelige forbindelser inkluderer væsker og løsninger av, f.eks. polyestre og polykarbamater, naturlige resiner slik som skjellakk o.l.
Den klebelige forbindelse er blandet med partikkelmaterialet i en mengde av omtrent 0,1 til omtrent 3,0 vekt-% aktivt materiale av det dekkede partikkelmaterialet. Det skal bemerkes at større mengder kan benyttes, imidlertid øker hovedsakelig ikke større mengder ytelsen vesentlig, og dette kan uønsket redusere permeabiliteten til partikkelpakken. Den klebelige forbindelse er fortrinnsvis blandet med partikkelmaterialet innført i den underjordiske formasjon i en mengde av omtrentlig 0,25 til omtrent 2 vekt-% av det dekkede partikkelmaterialet.
Når den klebelige forbindelse benyttes med et annet materiale som skal blandes med partikkelmaterialet og som skal være i det minste delvis dekket med den klebelige forbindelse, slik som glassfiber eller lignende, er forbindelsen tilstede i en mengde av omtrentlig 10 til omtrentlig 250% aktivt materiale etter vekten av glassfibre eller andre tilsatte materialer og hovedsakelig fra omtrentlig 0,1 til omtrent 3 vekt-% aktivt materiale av mengden partikkelmateriale ved hvilket det dekkede materialet er intimt blandet. Den klebelige forbindelse er fortrinnsvis tilstede i en mengde av omtrentlig 50 til omtrentlig 150% av det materialet som skal være i det minste delvis dekket med den klebelige forbindelse og deretter tilsatt partikkelmateriale. I det minste en del av den klebelige forbindelse innført med det ytterligere materialet vil komme i kontakt med og dekke i det minste en del av partikkelmaterialet hvilket er blandet inn.
Væsken eller oppløsningen av klebelig forbindelse samvirker mekanisk med partiklene i partikkelmaterialet innført i den underjordiske formasjon for å begrense eller forhindre den partikulære tilbakestrørnningen til borehullet.
Væsken eller oppløsningen av klebelig forbindelse er hovedsakelig blandet med partikkelmaterialet i enhver av de konvensjonelle sprekkdannelses- eller gruspakkefluidene bestående av et vannholdig fluid, et vannholdig skum, et hydrokarbonfluid eller en emulsjon, et viskositetsøkende middel og enhver av de ulike kjente brytermaterialer, buffre, overflateaktive stoff, leirestabilisatorer eller lignende.
Hovedsakelig kan den klebelige forbindelse være blandet med fluider med en pH i området fra omtrentlig 3 til omtrent 12 for innføring i en underjordisk formasjon. Forbindelsene er brukbare til redusering av partikkelbevegelse i formasjonen ved temperaturer fra omtrent omgivelsestemperatur til over 275°F. Det skal bemerkes at ikke hver klebelig forbindelse vil være brukbar over hele pH- eller temperaturområdet, men hver forbindelse er brukbar over i det minste en del av området og enkeltpersoner kan enkelt bestemme det brukbare operasjonsområdet for ulike produkter ved bruk av velkjente tester og uten unødvendig eksperimentering.
Væsken eller oppløsningen av klebelig forbindelse er vanligvis blandet med partikkelmaterialet som en samtidig blanding ved innføring i sprekkdannelses- eller gruspakkefluidet sammen med partikkelmaterialet. Sprekkdannelsesfluider innføres i den underjordiske formasjon med en hastighet og trykk tilstrekkelig til å frembringe i det minste en sprekk i formasjonen i hvilken partikkelmaterialet så innføres for å proppe den dannede sprekk for å muliggjøre hydrokarbonproduksjon. Gruspakkebehandlinger utføres vanligvis ved lavere hastigheter og trykk hvorved fluidet kan innføres i en formasjon for å danne en kontrollert partikkelstørrelsepakke omgivende en skjerm plassert i borehullet uten å forårsake sprekkdannelse i formasjonen. Partikkelpakken som omgir borehullet fungerer derved for å hindre at fine partikler eller formasjonspartikler forflyttes inn i borehullet med produksjon av hydrokarboner fra den underjordiske formasjon. Den klebelige forbindelsen kan innføres i fluidet før, etter eller samtidig med innføringen av partikkelmaterialet i fluidet. Væsken eller oppløsningen kan blandes med hele mengden av partikkelmaterialet innført i den underjordiske formasjonen eller den kan innføres med kun en del av partikkelmaterialet, slik som i det siste trinn av behandlingen for å plassere den intime blandingen i formasjonen i nærheten av borehullet. F.eks. kan den klebrige forbindelsen tilsettes til kun de siste 20 til 30% av det partikkelladede fluid innført i formasjonen. I dette tilfellet vil den intime blandingen danne en etter-innføring til behandlingen som ved samvirkning i formasjonen med partikkelmaterialet vil forårsake at partiklene danner broer til agglomeratene som er dannet og forhindrer bevegelse av partiklene inn i borehullet sammen med ethvert produsert fluid. Den klebrige forbindelsen kan innføres i en blander eller i et strømningsrør hvor den kommer i kontakt med det materialet som i det minste delvis dekkes av forbindelsen. Forbindelsen kan innføres med doseringspumper eller lignende før innføringen av behandlingsfluid inn i den underjordiske formasjon.
I en alternativ utførelsesform kan partikkelmaterialet forhåndsblandes med den klebrige forbindelsen før innblanding med et behandlingsfluid for bruk i en underjordisk formasjon.
For ytterligere å illustrere den foreliggende oppfinnelse uten å være begrensende, angis de etterfølgende eksempler.
EKSEMPEL I
Evalueringen av en væske eller oppløsning av en forbindelse for bruk som en klebrig forbindelse oppnås ved følgende forsøk. En kritisk gjenoppløsningshastighet bestemmes først for materialet som den klebrige forbindelse skal tildekke. Med henvisning til fig. 1, er en forsøksanordning illustrert for utførelse av forsøket Anordningen innbefatter et 1/2" T-glass 10 som er tilkoblet en innløpskilde 12 med vann og en utløpende avløpslinje 14 er blokkert for fiuidstrørnning. En vannblanding av partikler suges opp inn i T-en 10 gjennom innløpet 12 og samles i delen 16 ved filtrering mot en skjerm 18. Når delen 16 av T'en 10 er full, fjernes vakuumkilden og en plugg 20 benyttes for å forsegle enden av delen 16. Strømningskanalen fra innløpet 12 til utløpet 14 svabres ren og en volumetrisk styrt pumpe, slik som en "MOYNO"-pumpe, kobles til innløpet 12 og en styrt strømning av vann initieres. Fluidets hastighet økes sakte gjennom innløpet 12 til de første partiklene av partikkelmaterialet plukkes opp av den passerende vannstrømmen. Dette bestemmer den nedre grense for begynnelsen av gjenoppløsningshastigheten. Strømningshastigheten økes deretter videre til partikkelfjerningen blir kontinuerlig. Dette bestemmer den nedre grense for kontinuerlig gjenoppløsningshastighet. Forsøket avsluttes deretter og anordningen fylles opp med partikler med et belegg korresponderende til omtrentlig 0,5 vekt-% aktivt materiale av partikkelen tilført til denne. Lignende tendenser kan vanligvis observeres i resultatene når den konsentrasjon som testes er fra omtrentlig 0,1 til omtrent 3%, imidlertid foretrekkes 0,5%-nivået som er innenfor det foretrukne området for standardisering av prosedyren. Forsøket gjentas for å bestemme begynnelsen av partikkelfieming og hastigheten hvor fjerningen blir kontinuerlig.
Den prosentvise økningen av hastigheten (eller reduksjonen) bestemmes deretter basert på den initielle eller kontinuerlige nedre grenseverdi. Resultatet av flere forsøk ved benyttelse av det foretrukne polyamid i foreliggende oppfinnelse, og konvensjonelle epoksy- og fenolresiner kjent for bruk i konsolideringsbehandlinger i underjordiske formasjoner med 12/20 og 20/40 mesh sand er fremsatt nedenunder i tabell I. Verdiene illustrerer klart den betydelige økningen i kritisk gjenoppløsningshastighet for et partikkeldekke med den klebrige forbindelse i sammenligning med andre kjente formasjonskonsoliderende midler som krever herding for å være effektiv.
EKSEMPEL II
En serie forsøk ble utført med bruk av anordningen i fig. 2 for å bestemme effekten av tilsetningen av den klebrige forbindelsen til et partikkelmateriale blandet med en annet materiale innbefattende glassfibre. Partikkelmaterialet innbefattet 20/40 mesh sand. Glassfibrene hadde en diameter av omtrentlig 12 mikron og en lengde av omtrentlig 1/2". Blandefluidet innbefattet vann eller et gelefluid inneholdende 25 pund guar pr. 1000 gallon fluid. I overensstemmelse med forsøkets prosedyre ble 450 gallon med 20/40 sand blandet med 1 vekt-% glassfibre med et blandefluid og den resulterende blanding ble suget opp gjennom en åpning 31 inn i forsøkscellen 30 for å danne en pakke i cellen 30 mot en skjerm 32 i nærheten av åpningen 33. Cellen 30 hadde en indre diameter av omtrent 1 5/8" og var omtrentlig 10" lang. Etter at pakken var dannet, ble en vannstrøm initiert gjennom åpningen 33 inn i cellen 30 og ut gjennom en utskiftbar skive 34 plassert i nærheten av åpningen 31. Skiven 34 hadde et hull med en diameter på 5/8" for å simulere en perforering i en borehullsfbring. Vannets strømningshastighet økte kontinuerlig til sandpakken sviktet og sand strømmet gjennom perforeringen. Pakken inneholdende glassfiber sviktet ved en strømningshastighet av 51,4 fat pr. dag når geleformet fluid ble benyttet som blandefluid og 41,7 fat pr. dag når vann ble benyttet som blandefluid. Forsøkene ble gjentatt med en klebrig forbindelse i en mengde av 0,5% volum/vekt med sand. Den klebrige forbindelsen innbefattet et polyamid. Den klebrige forbindelsen/glassfiberinneholdende pakke sviktet ved 69,6 fat pr. dag når geledannet fluid ble benyttet som blandefluid og ved 61,9 fat pr. dag når pakken var forberedt med vann.
Resultatene viser klart den betydelige økningen i formasjonsfluidstrømning som kan oppnås fra en underjordisk formasjon inneholdende partikkelmateriale med både fibre og den klebrige forbindelse i forhold til fibre alene uten uønsket partikkelproduksjon fra formasjonen.
EKSEMPEL III
For å illustrere effektiviteten til fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse ble to gassbrønner omtrent 1 mile fra hverandre i "Chase"-formasjonen behandlet på samme dag. I en brønn ble det benyttet fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse ved klebrig forbindelse og i den andre brønn ble det benyttet hovedsakelig de samme fluider, proppemengde og pumpeplan uten den klebrige forbindelse. Brønnenes omtrentlig dybde var 2800 fot inneholdende S 1/2" féringsrør sementert til overflaten. Brønnene var plugget med sand før behandling til en dybde av omtrent 2700 fot. Sprekkdannelsesbehandlingene involverte en tilgjengelighet av 2000 gallon behandlet vann, 12000 gallon borattverrbundet guarinneholdende fluid, pumpet med 33 fat pr. minutt, 21000 gallon sprekkdannelsesbehandling pumpet ved 30 fat pr. minutt inneholdende 12/20 mesh sand innført i en diskontinuerlig plan fra 1 til 8 pund pr. gallon for et totalt sandinnhold av omtrentlig 120.000 pund. Sprekkdannelsesbehandlingen benyttet et borattverrbundet guarinneholdende fluid innbefattende i en brønn 0,1 gallon klebrig forbindelse pr. 100 pund sand. Brønnene ble spylt med 1000 gallon fluid etter sprekkdannelsebehandlingen. Sprekkdannelsesfluidet inneholdt også de vanlige biocider, brøytematerialer og overflateaktive stoff benyttet i konvensjonelle sprekkdannelsesfluider. Deretter ble brønnene renset ut og sandvolumene bestemt som følger:
Brønn uten klebrig forbindelse -
Identifisere sand i borehullet ved 2710 fot og rense ut til bunnen av hullet ved 2818 fot med sandpumpe.
Total mengde sand gjenvunnet for å rense borehullet var 491 gallon. Dette var over tre ganger det rørvolum som opprinnelig inneholdt sand hvilket derved indikerer betydelig umiddelbar tilbakestrømning av sand.
Brønnen ble avblåst i 45 minutter etter hvilket ytterligere 292 gallon med sand ble gjenvunnet fra borehullet. Gjennom de neste tre dager ble ytterligere 168 gallon med sand gjenvunnet og brønnen fortsatte å produsere sand ettersom behandlingsfluid ble gjenvunnet ved pumping fra borehullet. Total mengde sand produsert etter utrensing av borehullet var 881 gallon.
Brønn med klebrig forbindelse -
Identifisere sand ved 2700 fot og rense ut med sandpumpe til 2896 fot.
Total sandmengde gjenvunnet ved rensing av borehullet var 127 gallon. Brønnen ble avblåst i 20 minutter etter hvilket 1 gallon med sand ble gjenvunnet fra borehullet. Gjennom de neste to dagene ble ytterligere 5 gallon med sand gjenvunnet ettersom behandlingsfluid ble gjenvunnet fra borehullet ved pumping.
Behandlingen som benytter fremgangsmåten i foreliggende oppfinnelse resulterte i at omtrent 6 gallon med sand returnerte til borehullet etter behandling. Behandlingen utført uten den klebrige forbindelse resulterte i et overskudd av 881 gallon med sand som returnerte til borehullet. Disse resultatene illustrerer klart fordelene som kan oppnås ved bruk av foreliggende oppfinnelse ved redusert riggtid for gjenvinning av sand fira den behandlede brønn i forhold til den ubehandlede brønn. Ytterligere fordeler fremkommer ved reduserte reparasjonskostnader fra skader på pumper og annet overflateutstyr fra produsert sand.
Foreliggende oppfinnelse er beskrevet med henblikk på de foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen som til nå er vurdert, mens andre utførelsesformer er foreslått og ytterligere andre utførelsesformer vil fremkomme for en fagmann på området ved mottagelse av den foregående beskrivelse. Intensjonen er at alle slike utførelsesformer skal innbefattes i omfanget av foreliggende oppfinnelse som angitt i de etterfølgende krav.
Claims (10)
1.
Fremgangsmåte for behandling av en underjordisk formasjon, karakterisert ved: innføring av et behandlingsfluid i en underjordisk formasjon; innblanding med i det minste en del av nevnte fluid, et partikkelmateriale som innføres i og avsettes inni nevnte formasjon; innblanding av en væske eller oppløsning av en klebrig forbindelse med i det minste en del av det nevnte partikkelmaterialet hvorved i det minste en del av det nevnte partikkelmaterialet i det minste er delvis dekket av den nevnte forbindelse slik at den kritiske gjenoppløsningshastigheten til det nevnte i det minste delvis dekkede partikkelmaterialet økes med i det minste omtrent 50% under forsøk ved et 0,5 vekt-% nivå med aktivt materiale i forhold til partikkelmaterialet alene med vann; avsetning av partikkelmaterialet dekket med den klebrige forbindelsen i den underjordiske formasjon; og tilbakestrømning av fluid fra formasjonen hvorved partikkelmaterialet dekket med den klebrige forbindelse holder tilbake bevegelse av i det minste en del av partikkelmaterialet i den nevnte formasjonen.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den nevnte klebrige forbindelse blandes med det nevnte partikkelmaterialet i en mengde fra omtrent 0,1 til omtrent 3 vekt-% av det nevnte partikkelmaterialet.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den nevnte klebrige forbindelsen blandes med det nevnte partikkelmaterialet i en mengde fra omtrent 0,25 til omtrent 2 vekt-% av det nevnte partikkelmaterialet.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det nevnte dekkede partikkelmaterialet har en kritisk gjenoppløsningshastighet som er over 100% høyere enn for det nevnte partikkelmaterialet alene.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den nevnte klebrige forbindelsen innbefatter en væske eller oppløsning av et polyamid.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den nevnte klebrige forbindelsen innbefatter hovedsakelig et kondensasjonsreaksjonsprodukt av en dimersyre inneholdende enkelte trimerer og høyere oligomerer og enkelte monomersyrer med et polyamin.
7.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at det nevnte polyamin innbefatter i det minste et element valgt fra gruppen av etylendiamin, dietylentriamin, trietylentetraamin, tetraetylenpentaamin og aminoetylpiperazin.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at den nevnte klebrige forbindelse er kvatemisert.
9.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det nevnte partikkelmaterialet innbefatter i det minste et element valgt fra gruppen bestående av sand, keramiske partikler, resindekket sand, herdede resinperler, sintret bauxitt, metallpartikler og glassparukler.
10.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den nevnte klebrige forbindelse innbefatter i det minste et element valgt fra gruppen av en væske eller oppløsning av et polyester, et polykarbonat og en naturlig resin.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/725,368 US5787986A (en) | 1995-03-29 | 1996-10-03 | Control of particulate flowback in subterranean wells |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO974553D0 NO974553D0 (no) | 1997-10-02 |
NO974553L NO974553L (no) | 1998-04-06 |
NO321002B1 true NO321002B1 (no) | 2006-02-27 |
Family
ID=24914265
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19974553A NO321002B1 (no) | 1996-10-03 | 1997-10-02 | Styring av partikulaer tilbakestromming i underjordiske bronner |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5787986A (no) |
EP (1) | EP0834644B1 (no) |
BR (1) | BR9706874A (no) |
CA (1) | CA2217627C (no) |
DK (1) | DK0834644T3 (no) |
NO (1) | NO321002B1 (no) |
Families Citing this family (164)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5833000A (en) * | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5960878A (en) * | 1995-03-29 | 1999-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of protecting well tubular goods from corrosion |
US6209643B1 (en) | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
US6047772A (en) * | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US6364018B1 (en) | 1996-11-27 | 2002-04-02 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for well treating |
US6749025B1 (en) | 1996-11-27 | 2004-06-15 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for sand control |
US6772838B2 (en) | 1996-11-27 | 2004-08-10 | Bj Services Company | Lightweight particulate materials and uses therefor |
US6330916B1 (en) | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
CA2318703A1 (en) | 1999-09-16 | 2001-03-16 | Bj Services Company | Compositions and methods for cementing using elastic particles |
US6372678B1 (en) | 2000-09-28 | 2002-04-16 | Fairmount Minerals, Ltd | Proppant composition for gas and oil well fracturing |
US6439309B1 (en) | 2000-12-13 | 2002-08-27 | Bj Services Company | Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations |
US20050137094A1 (en) * | 2001-06-11 | 2005-06-23 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Subterranean formation treatment fluids and methods of using such fluids |
US7001872B2 (en) | 2001-06-11 | 2006-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluid and methods of fracturing subterranean formations |
US6488091B1 (en) * | 2001-06-11 | 2002-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation treating fluid concentrates, treating fluids and methods |
US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
US6830105B2 (en) * | 2002-03-26 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant flowback control using elastomeric component |
US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
US6877560B2 (en) * | 2002-07-19 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services | Methods of preventing the flow-back of particulates deposited in subterranean formations |
US6742590B1 (en) * | 2002-09-05 | 2004-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using solid particles and other larger solid materials |
US6832650B2 (en) * | 2002-09-11 | 2004-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells |
US6913080B2 (en) * | 2002-09-16 | 2005-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Re-use recovered treating fluid |
US7953588B2 (en) * | 2002-09-17 | 2011-05-31 | International Business Machines Corporation | Method and system for efficient emulation of multiprocessor address translation on a multiprocessor host |
US6971448B2 (en) * | 2003-02-26 | 2005-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sealing subterranean zones |
US20040211561A1 (en) * | 2003-03-06 | 2004-10-28 | Nguyen Philip D. | Methods and compositions for consolidating proppant in fractures |
US7131491B2 (en) * | 2004-06-09 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based tackifier fluids and methods of use |
US7040403B2 (en) * | 2003-08-27 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US8076271B2 (en) * | 2004-06-09 | 2011-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous tackifier and methods of controlling particulates |
US7204311B2 (en) * | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US7032667B2 (en) * | 2003-09-10 | 2006-04-25 | Halliburtonn Energy Services, Inc. | Methods for enhancing the consolidation strength of resin coated particulates |
US20050145385A1 (en) * | 2004-01-05 | 2005-07-07 | Nguyen Philip D. | Methods of well stimulation and completion |
US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
US7063151B2 (en) * | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
US7225869B2 (en) | 2004-03-24 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
US20050284637A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-29 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
US20050269101A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-08 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7757768B2 (en) | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
US7611588B2 (en) * | 2004-11-30 | 2009-11-03 | Ecolab Inc. | Methods and compositions for removing metal oxides |
US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
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 |
US7316273B2 (en) * | 2005-04-29 | 2008-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing hydrocarbon production |
US7595281B2 (en) * | 2005-05-18 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to increase recovery of treatment fluid following stimulation of a subterranean formation comprising in situ fluorocarbon coated particles |
US7500519B2 (en) * | 2005-05-20 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying fracture faces and other surfaces in subterranean formations |
US20060264332A1 (en) * | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using reactive surfactants in subterranean operations |
US20060260808A1 (en) * | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Weaver Jim D | Methods of treating particulates and use in subterranean formations |
US7258170B2 (en) * | 2005-06-16 | 2007-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for remediating subterranean formations |
US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
DE102005045180B4 (de) | 2005-09-21 | 2007-11-15 | Center For Abrasives And Refractories Research & Development C.A.R.R.D. Gmbh | Kugelförmige Korundkörner auf Basis von geschmolzenem Aluminiumoxid sowie ein Verfahren zu ihrer Herstellung |
US20070079965A1 (en) * | 2005-10-06 | 2007-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing aqueous fluid recovery form subterranean formations |
US9334713B2 (en) | 2005-12-09 | 2016-05-10 | Ronald van Petegem | Produced sand gravel pack process |
US7392847B2 (en) * | 2005-12-09 | 2008-07-01 | Clearwater International, Llc | Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same |
US8871694B2 (en) | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
US8946130B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
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 |
RU2441052C2 (ru) * | 2005-12-23 | 2012-01-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Расклинивающий наполнитель (варианты) |
US7645817B2 (en) | 2005-12-29 | 2010-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising particulate carboxylated elastomers and associated methods |
US7650940B2 (en) | 2005-12-29 | 2010-01-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Cement compositions comprising particulate carboxylated elastomers and associated methods |
US8097567B2 (en) | 2006-01-09 | 2012-01-17 | Clearwater International, Llc | Well drilling fluids having clay control properties |
US8132623B2 (en) * | 2006-01-23 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using lost circulation compositions |
US7776797B2 (en) * | 2006-01-23 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions |
US8084401B2 (en) | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US7665517B2 (en) | 2006-02-15 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
US7621324B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-11-24 | Don Atencio | Automated flowback and information system |
US7921046B2 (en) * | 2006-06-19 | 2011-04-05 | Exegy Incorporated | High speed processing of financial information using FPGA devices |
US7500521B2 (en) * | 2006-07-06 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation |
US20080011476A1 (en) * | 2006-07-11 | 2008-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for coating particulates with tackifying compounds |
US8133587B2 (en) * | 2006-07-12 | 2012-03-13 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Proppant materials comprising a coating of thermoplastic material, and methods of making and using |
US8003214B2 (en) * | 2006-07-12 | 2011-08-23 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Well treating materials comprising coated proppants, and methods |
US8562900B2 (en) | 2006-09-01 | 2013-10-22 | Imerys | Method of manufacturing and using rod-shaped proppants and anti-flowback additives |
US20080060811A1 (en) * | 2006-09-13 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to control the physical interface between two or more fluids |
US20080078545A1 (en) * | 2006-09-28 | 2008-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids viscosifield with modified xanthan and associated methods for well completion and stimulation |
US7712535B2 (en) * | 2006-10-31 | 2010-05-11 | Clearwater International, Llc | Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids |
US7997342B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels |
US7727935B2 (en) * | 2006-12-29 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
US8815785B2 (en) * | 2006-12-29 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Utilization of surfactant as conformance materials |
US7939471B2 (en) * | 2006-12-29 | 2011-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising viscoelastic surfactant gels |
US7718584B2 (en) | 2006-12-29 | 2010-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids |
US7730950B2 (en) * | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
US7584791B2 (en) * | 2007-02-08 | 2009-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan |
US7910524B2 (en) * | 2007-02-08 | 2011-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising diutan and associated methods |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
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 |
US8424599B2 (en) * | 2007-03-29 | 2013-04-23 | Fracmaster, Llc | Automated closed loop flowback and separation system |
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 |
US8058213B2 (en) * | 2007-05-11 | 2011-11-15 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Increasing buoyancy of well treating materials |
US8034750B2 (en) * | 2007-05-14 | 2011-10-11 | Clearwater International Llc | Borozirconate systems in completion systems |
US7754659B2 (en) * | 2007-05-15 | 2010-07-13 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Reducing flow-back in well treating materials |
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 |
US8598094B2 (en) * | 2007-11-30 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations |
US7530396B1 (en) | 2008-01-24 | 2009-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self repairing cement compositions and methods of using same |
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 |
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 |
US20100089578A1 (en) | 2008-10-10 | 2010-04-15 | Nguyen Philip D | Prevention of Water Intrusion Into Particulates |
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 |
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 |
US8579028B2 (en) * | 2009-06-09 | 2013-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tackifying agent pre-coated particulates |
EP2305767A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
EP2305450A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for preparing curved fibers |
US8936087B2 (en) | 2010-03-24 | 2015-01-20 | 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 |
US8851174B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-10-07 | Clearwater International Llc | Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
US8899328B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-12-02 | Clearwater International Llc | Resin sealant for zonal isolation 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 |
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 |
US9062241B2 (en) | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
EP2450416B1 (en) | 2010-10-13 | 2013-08-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and compositions for suspending fluids in a wellbore |
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 |
US8944164B2 (en) | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
US9528351B2 (en) | 2011-11-16 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel and fracture packing using fibers |
US8932996B2 (en) | 2012-01-11 | 2015-01-13 | Clearwater International L.L.C. | Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same |
US8978759B2 (en) | 2012-08-28 | 2015-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrostatic particulate coating methods and apparatus for fracturing fluids |
US10604693B2 (en) | 2012-09-25 | 2020-03-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
US9938452B2 (en) | 2012-10-24 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Immobile proppants |
US9862876B2 (en) | 2013-04-22 | 2018-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions of treating subterranean formations with a novel resin system |
US9494026B2 (en) | 2013-04-22 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions of treating subterranean formations with a novel resin system |
US9085958B2 (en) | 2013-09-19 | 2015-07-21 | Sas Institute Inc. | Control variable determination to maximize a drilling rate of penetration |
BR112016005454B1 (pt) | 2013-09-20 | 2022-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Método para tratar um poço que penetra em uma formação subterrânea |
US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
MX2016002656A (es) | 2013-09-20 | 2016-06-06 | Baker Hughes Inc | Materiales compuestos para uso en operaciones de estimulacion y control de arena. |
NZ717494A (en) | 2013-09-20 | 2020-07-31 | Baker Hughes Inc | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
WO2015042489A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
BR112016005651B1 (pt) | 2013-09-20 | 2022-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Método de tratamento de uma formação subterrânea silicosa ou contendo óxido de metal (m) penetrada por um poço |
US10669468B2 (en) | 2013-10-08 | 2020-06-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reusable high performance water based drilling fluids |
WO2015057215A1 (en) | 2013-10-16 | 2015-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions providing consolidation and water-control |
US9163497B2 (en) | 2013-10-22 | 2015-10-20 | Sas Institute Inc. | Fluid flow back prediction |
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 |
WO2015112132A1 (en) * | 2014-01-22 | 2015-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clusters of micron-and nano-sized proppant for use in subterranean operations |
US10202828B2 (en) | 2014-04-21 | 2019-02-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same |
AU2015318276B2 (en) | 2014-09-16 | 2019-12-12 | Durez Corporation | Low temperature curable proppant |
US10001769B2 (en) | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
WO2016144767A1 (en) * | 2015-03-06 | 2016-09-15 | Shell Oil Company | Method to underdisplace hydraulic fractures in horizontal or deviated well |
RU2718459C2 (ru) | 2015-05-27 | 2020-04-06 | Те Лубризол Корпорейшн | Агломерирующие полимерные композиции, модифицированные твердые материалы и способы их получения и применения |
US10280363B2 (en) | 2015-07-07 | 2019-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using low-strength proppant in high closure stress fractures |
CA3005708A1 (en) | 2015-12-31 | 2017-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silane-based tackifiers for treatment of subterranean formations |
US11370960B2 (en) | 2016-02-04 | 2022-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Polymer fiber additive for proppant flowback prevention |
US10494564B2 (en) | 2017-01-17 | 2019-12-03 | PfP INDUSTRIES, LLC | Microemulsion flowback recovery compositions and methods for making and using same |
US10870791B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-12-22 | PfP Industries LLC | Compositions and methods for cross-linking hydratable polymers using produced water |
US10385261B2 (en) | 2017-08-22 | 2019-08-20 | Covestro Llc | Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants |
US11732179B2 (en) | 2018-04-03 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant-fiber schedule for far field diversion |
US11236609B2 (en) | 2018-11-23 | 2022-02-01 | PfP Industries LLC | Apparatuses, systems, and methods for dynamic proppant transport fluid testing |
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 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2823753A (en) * | 1955-12-27 | 1958-02-18 | Dow Chemical Co | Method of treating wells |
US3428122A (en) * | 1966-11-25 | 1969-02-18 | Shell Oil Co | Production of fluids by consolidation of earth fractures |
US3443637A (en) * | 1967-06-21 | 1969-05-13 | Continental Oil Co | Method for placing gravel packs |
US3659651A (en) * | 1970-08-17 | 1972-05-02 | Exxon Production Research Co | Hydraulic fracturing using reinforced resin pellets |
US3815680A (en) * | 1971-04-09 | 1974-06-11 | Continental Oil Co | Method for fracturing and propping unconsolidated and dilatant subterranean formations |
US3976135A (en) * | 1972-10-02 | 1976-08-24 | Halliburton Company | Method of forming a highly permeable solid mass in a subterranean formation |
US4010802A (en) * | 1975-10-28 | 1977-03-08 | Atlantic Richfield Company | Well stimulation |
US5425994A (en) * | 1992-08-04 | 1995-06-20 | Technisand, Inc. | Resin coated particulates comprissing a formaldehyde source-metal compound (FS-MC) complex |
US5330005A (en) * | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
CA2119316C (en) * | 1993-04-05 | 2006-01-03 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5582249A (en) * | 1995-08-02 | 1996-12-10 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5501274A (en) * | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
-
1996
- 1996-10-03 US US08/725,368 patent/US5787986A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-10-02 NO NO19974553A patent/NO321002B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-10-02 CA CA002217627A patent/CA2217627C/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-10-02 DK DK97307806T patent/DK0834644T3/da active
- 1997-10-02 EP EP97307806A patent/EP0834644B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-10-02 BR BR9706874A patent/BR9706874A/pt not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US5787986A (en) | 1998-08-04 |
CA2217627A1 (en) | 1998-04-03 |
NO974553L (no) | 1998-04-06 |
EP0834644B1 (en) | 2004-12-15 |
BR9706874A (pt) | 1999-06-15 |
DK0834644T3 (da) | 2005-03-29 |
CA2217627C (en) | 2004-08-03 |
EP0834644A2 (en) | 1998-04-08 |
NO974553D0 (no) | 1997-10-02 |
EP0834644A3 (en) | 1998-05-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO321002B1 (no) | Styring av partikulaer tilbakestromming i underjordiske bronner | |
NO321005B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av en underjordisk formasjon, f.eks. en formasjon som gjennomtrenges av et borehull | |
NO329268B1 (no) | Fremgangsmate for kontroll av partikulaer tilbakestrom i underjordiske bronner | |
NO320955B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av en underjordisk formasjon | |
CA2217638C (en) | Control of fine particulate flowback in subterranean wells | |
US5604184A (en) | Chemically inert resin coated proppant system for control of proppant flowback in hydraulically fractured wells | |
US6209643B1 (en) | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals | |
US5330005A (en) | Control of particulate flowback in subterranean wells | |
AU679711B2 (en) | Control of particulate flowback in subterranean wells | |
NO315058B1 (no) | Fremgangsmåter for beskyttelse av brönnrörformet gods mot korrosjon | |
AU2014339778B2 (en) | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using a metal complexing agent | |
WO2016182553A1 (en) | Activator for breaking system in high-temperature fracturing fluids | |
Parlar et al. | New Chemistry and Improved Placement Practices Enhance Resin Consolidation: Case Histories From the Gulf of Mexico | |
WO2019099022A1 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
Kalgaonkar et al. | Self-assembling nanoparticles: a unique method for downhole sand consolidation | |
CA2432612C (en) | Control of fine particulate flowback in subterranean wells | |
Nguyen et al. | Controlling solids flowback to maintain production of hydrocarbons: a review of successful chemical technologies in the last decade | |
US10294408B2 (en) | Low-toxicity, polymerizable aqueous consolidation compositions for use in subterranean formation consolidation treatments | |
Nguyen et al. | Sand control completion using in-situ resin consolidation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |