NO347192B1 - Brønnbehandling - Google Patents
Brønnbehandling Download PDFInfo
- Publication number
- NO347192B1 NO347192B1 NO20070297A NO20070297A NO347192B1 NO 347192 B1 NO347192 B1 NO 347192B1 NO 20070297 A NO20070297 A NO 20070297A NO 20070297 A NO20070297 A NO 20070297A NO 347192 B1 NO347192 B1 NO 347192B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- sand
- group
- alkyl group
- positive integer
- Prior art date
Links
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims description 47
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 147
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 130
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 97
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 64
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 63
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 53
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 47
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 41
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 41
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 39
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 38
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 32
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 27
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 26
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 24
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 20
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 17
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 15
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 15
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 13
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims description 11
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000005647 linker group Chemical group 0.000 claims description 8
- RWLDCNACDPTRMY-UHFFFAOYSA-N 3-triethoxysilyl-n-(3-triethoxysilylpropyl)propan-1-amine Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCNCCC[Si](OCC)(OCC)OCC RWLDCNACDPTRMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N (3-aminopropyl)triethoxysilane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCN WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- HXLAEGYMDGUSBD-UHFFFAOYSA-N 3-[diethoxy(methyl)silyl]propan-1-amine Chemical compound CCO[Si](C)(OCC)CCCN HXLAEGYMDGUSBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N octyltriethoxysilane Chemical compound CCCCCCCC[Si](OCC)(OCC)OCC MSRJTTSHWYDFIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 3
- 229960003493 octyltriethoxysilane Drugs 0.000 claims description 3
- 125000004437 phosphorous atom Chemical group 0.000 claims description 3
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 claims description 3
- VTHOKNTVYKTUPI-UHFFFAOYSA-N triethoxy-[3-(3-triethoxysilylpropyltetrasulfanyl)propyl]silane Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)CCCSSSSCCC[Si](OCC)(OCC)OCC VTHOKNTVYKTUPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NMEPHPOFYLLFTK-UHFFFAOYSA-N trimethoxy(octyl)silane Chemical compound CCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC NMEPHPOFYLLFTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 2
- 125000006702 (C1-C18) alkyl group Chemical group 0.000 claims 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 147
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 116
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 72
- 150000001282 organosilanes Chemical class 0.000 description 55
- -1 for example Chemical class 0.000 description 34
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 28
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 13
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 12
- 230000001588 bifunctional effect Effects 0.000 description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 11
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 10
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 9
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 9
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 9
- 125000004169 (C1-C6) alkyl group Chemical group 0.000 description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- SCPYDCQAZCOKTP-UHFFFAOYSA-N silanol Chemical compound [SiH3]O SCPYDCQAZCOKTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 108010046334 Urease Proteins 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910008051 Si-OH Inorganic materials 0.000 description 4
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical group [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910006358 Si—OH Inorganic materials 0.000 description 4
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 4
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 150000004819 silanols Chemical class 0.000 description 4
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 4
- 125000003837 (C1-C20) alkyl group Chemical group 0.000 description 3
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 3
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 3
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 2
- 241000195493 Cryptophyta Species 0.000 description 2
- 241000238578 Daphnia Species 0.000 description 2
- BTKXSYWWRGMQHR-UHFFFAOYSA-N [amino(diethoxy)silyl]oxyethane Chemical compound CCO[Si](N)(OCC)OCC BTKXSYWWRGMQHR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 125000002347 octyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000004525 petroleum distillation Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Inorganic materials [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 2
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 2
- 125000004400 (C1-C12) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000004209 (C1-C8) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 229910018557 Si O Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910020175 SiOH Inorganic materials 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CKUAXEQHGKSLHN-UHFFFAOYSA-N [C].[N] Chemical compound [C].[N] CKUAXEQHGKSLHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OBOXTJCIIVUZEN-UHFFFAOYSA-N [C].[O] Chemical compound [C].[O] OBOXTJCIIVUZEN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HMDDXIMCDZRSNE-UHFFFAOYSA-N [C].[Si] Chemical compound [C].[Si] HMDDXIMCDZRSNE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010261 calcium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- CREMABGTGYGIQB-UHFFFAOYSA-N carbon carbon Chemical compound C.C CREMABGTGYGIQB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002247 constant time method Methods 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 125000002704 decyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N dipotassium dioxosilane oxo(oxoalumanyloxy)alumane oxygen(2-) Chemical compound [O--].[K+].[K+].O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N furfural Chemical class O=CC1=CC=CO1 HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005843 halogen group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 1
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000003187 heptyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052627 muscovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000273 nontronite Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001400 nonyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Chemical group 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 125000001147 pentyl group Chemical group C(CCCC)* 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000013074 reference sample Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910000275 saponite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000276 sauconite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
- 125000005372 silanol group Chemical group 0.000 description 1
- 125000004469 siloxy group Chemical group [SiH3]O* 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003797 solvolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 125000000547 substituted alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds 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
- C09K8/56—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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
- Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
- Silicon Compounds (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte for å opprettholde eller forbedre fluidstrømning gjennom undergrunnsformasjoner, spesielt formasjoner som omfatter sandpartikler. Mer spesielt omhandler oppfinnelsen forhindringen eller reduksjonen av partikkel (f.eks. sand) migrering i hydrokarbonproduserende formasjoner. Enda mer spesielt omhandler oppfinnelsen konsolideringen eller styrkingen av ukonsoliderte sandaktige materialer (spesielt sand) i undergrunnsformasjoner.
Hydrokarboner (dvs. olje og gass) blir utvunnet fra undergrunnsformasjoner ved boring av en borebrønn inn i formasjonen og utvinning av hydrokarbonet. Én av faktorene som påvirker hastigheten av hydrokarbonproduksjon er formasjonens permeabilitet som avhenger av størrelsen av dens porer og indre kapillærer.
Undergrunnsformasjoner kan typisk omfatte sandstein i hvilken sandpartikler er tett pakket sammen. Disse tettpakkede partiklene danner formasjonens grunnstruktur (sandpartiklene kan f.eks. utgjøre mer enn 75%, foretrukket mer enn 85%, f.eks. mer enn 95% på vektbasis av formasjonen). Også til stede i undergrunnsformasjoner er små partikler (såkalte ”finstoffer”) som kan omfatte sand og annen fin partikulær materie (f.eks. kvarts, leirer, etc). Disse ”finstoffene” opptar porene eller interstitiale rom dannet av den tette pakkingen av sandpartikler.
Når en utvinner hydrokarboner fra undergrunnsformasjoner som inneholder partikulære finstoffer, så som partikler av silt-størrelse eller mindre, har disse svært fine partiklene en tendens til å bli fordrevet (f.eks. på grunn av instabilitet i formasjonen). Når et stort fluidvolum tvinges til å strømme gjennom en slik formasjon, kan ikke bare disse partiklene, men også sandpartikler som utgjør strukturen av formasjonen, transporteres til overflaten og må så avhendes. Avhending av store volumer av sand produsert fra ukonsoliderte eller dårlig konsoliderte formasjoner presenterer alvorlige problemer når det gjelder logistikken ved avhending og har også en enorm påvirkning på økonomien av olje- og gassutvinningsprosessen. Erosjon av nedhullsutstyr (f.eks. rørledninger, ventiler, etc.) på grunn av de høye hastighetene av partikler og spesielt sandpartikler, kan også forekomme. Rutinereparasjon eller erstatning av slik utstyr kan bare utføres under perioder med nedstengning i produksjon som igjen har en betydelig økonomisk påvirkning på produksjonsprosessen. Fine partikler, og spesielt sandpartikler kan også bli festet i kapillærer eller en porehals (dvs. de mindre mellomrommene mellom kornene i formasjonen). Dette plugger minst delvis porerommene og forårsaker derved en reduksjon i permeabilitet av formasjonen og følgelig en reduksjon i hastigheten av hydrokarbon (f.eks. olje) produksjon.
Permeabilitetssvekkelse på grunn av produksjonen og bevegelsen av fine partikler og spesielt sandpartikler, er et hovedproblem i driften av hydrokarbonproduserende brønner, spesielt de lokalisert innen svært svake eller ukonsoliderte formasjoner. Resultatet er vanligvis tapt produksjon på grunn av plugging av gruspakninger, siler, perforeringer, rørformede og overflate strømningsledninger eller separatorer. I tillegg til å skade pumper eller annet nedhullsutstyr, kan erosjon av mantling og overflatefasiliteter også forekomme. Dette er et hovedproblem assosiert med sandmobilisering. ”Sandingsproblemer” kan faktisk i noen tilfeller forårsake tap eller rekomplettering av en brønn på grunn av kollaps av mantling og/ eller hull. Ettersom driftsbetingelsene blir strengere og kostnadene forbundet med brønnsvikt øker, så øker behovet for effektiv sandkontroll.
Flere metoder for å kontrollere sandproduksjon har blitt foreslått. Disse inkluderer gruspakking, sandkonsolidering, kritisk produksjonshastighet, orientert/ selektiv perforering, FrakPakking, og forskjellige kombinasjoner av disse metodene. Slike teknikker anvendes i konsoliderte, dårlig konsoliderte og ukonsoliderte sandformasjoner
En annen tilnærmelse til problemet med ”sanding” er å operere brønnen under betingelser som ikke er utsatt for svikt. Dette blir vanligvis betegnet ”maksimum sand-fri” produksjon. Under drift blir denne teknikken implementert ved å gradvis øke produksjonshastigheten inntil sandproduksjon begynner. Hastigheten blir så redusert inntil sanding stopper og produksjon opprettholdes ved det nivået. Vanskeligheten med denne tilnærmelsen er imidlertid at formasjonen tenderer til å bli mindre stabil med tiden. Gjennom trykkutarming og vanninnstrømming, vil den maksimale sand-frie hastigheten vanligvis avta med tiden inntil produksjonen blir uøkonomisk.
Kjemiske behandlinger har også blitt foreslått som involverer styrking av en formasjon ved injeksjon av et kjemikalium som binder fine partikler og/eller sandkorn sammen. Kjemiske midler som har blitt anvendt i sandkonsolidering inkluderer furaldehyder, fenoler og epoksybaserte systemer; disse blir imidlertid ikke vurdert til å være miljøvennlige. En ytterligere ulempe med disse systemene er at disse har en tendens til å blokkere porene av formasjonen og derved redusere dens permeabilitet overfor både olje og vann. Dette resulterer i en dramatisk reduksjon i produksjonshastigheten. Det har derfor vært en utstrakt tro blant fagfolk at kjemisk behandling skulle unngås.
Det er derfor et kontinuerlig behov for alternative (f.eks. forbedrede) brønnbehandlinger som er i stand til å forhindre eller redusere produksjonen og bevegelsen av fine partikler, og spesielt sandpartikler, i løpet av drift av brønnen, spesielt behandlinger som minimerer reduksjonen i permeabilitet som kan forekomme når et fluid passerer gjennom en formasjon som omfatter sandpartikler og som også kan inneholde ytterligere bevegbare fine partikler.
Til nå, har kjemiske behandlinger foreslått for anvendelse i forhindring av partikkelmigrering, spesielt de for anvendelse i sandkonsolidering, fokusert på behovet for å danne relativt sterke kjemiske og/eller fysiske bindinger mellom sandpartiklene. Dette behovet oppstår fra misoppfatningen av at en viss minimumsstyrke må overføres til formasjonen for å forhindre bevegelsen av fine partikler og sandpartikler. Dette resulterer imidlertid i dannelsen av stein eller steinaktige strukturer i hvilke mellomrommene eller porene mellom partiklene i formasjonen blir blokkert og som derfor har lav eller null permeabilitet som derved ytterligere reduserer produksjonsnivåer.
US 2259875 A beskriver en fremgangsmåte for å gjøre formasjoner som sand faste, omfattende å kontakte formasjonen med et organosilan.
US 6182759 B1 beskriver en prosess for behandling av vannholdige naturgassbrønner og naturgasslagringsbrønner. Gass-strømmen i sådanne brønner forbedres dersom en homogen fase bestående av en vannavvisende, solvolyse-bestandig aktiv forbindelse injiseres i den vannførende bergarten.
Vi har nå overraskende funnet at produksjonen av fine partikler og, spesielt, sandproduksjon kan kontrolleres tilstrekkelig ved anvendelsen av kjemiske midler som overfører små gradvis økende krefter eller en relativt svak resterende styrke til formasjonen. Slike midler er i stand til å overføre tilstrekkelig motstand mot sandpartikkelmobilisering men uten å unødvendig redusere permeabiliteten av formasjonen etter behandling, f.eks. mens en opprettholder et høyt permeabilitetsnivå. På denne måten, kan produksjonshastigheten økes uten å øke produksjonen av fine partikler og/eller sandpartikler.
Videre, siden kravet til styrke i partiklene i formasjonens matriks er lavt, åpner dette muligheten for å anvende forskjellige kjemikalier for forhindringen eller reduksjonen av partikkelmigrering i bergformasjoner (f.eks. for sandkonsolidering), i tillegg til muligheten for å anvende kjemikalier tidligere foreslått for anvendelse ved forhindring av partikkelmigrering men i mye lavere mengder. Produksjonskostnader kan derfor bli betydelig redusert og, hvis ønsket, kan sandkonsolidering utføres oftere og derved ytterligere forbedre produksjonsnivåer.
Sett fra ett aspekt tilveiebringer derfor foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon som inneholder sandpartikler, nevnte fremgangsmåte omfatter å kontakte nevnte formasjon med et materiale som er i stand til å øke den resterende matriksstyrken av nevnte sandpartikler for derved å redusere eller forhindre deres migrering mens en minimerer enhver reduksjon i formasjonens permeabilitet. I en foretrukken fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen, er nevnte materiale også i stand til å øke den resterende matriksstyrken av partikulære finstoffer for derved å redusere eller forhindre deres migrering mens en minimerer enhver reduksjon i formasjonens permeabilitet.
Sett fra et annet aspekt tilveiebringer oppfinnelsen anvendelsen, for fremstillingen av hydrokarbonbrønnbehandlingssammensetninger (f.eks. sandkonsolideringssammensetninger) av et materiale som er i stand til å øke den resterende matriksstyrken av sandpartikler inneholdt innen en undergrunnsformasjon for derved å redusere eller forhindre deres migrering mens en minimerer enhver reduksjon i permeabiliteten av nevnte formasjon.
Sett fra enda et ytterligere aspekt omfatter oppfinnelsen en hydrokarbonbrønnbehandlingssammensetning (f.eks. en sandkonsolideringssammensetning) som omfatter en bærervæske som inneholder et materiale som er i stand til å øke den resterende matriksstyrken av sandpartikler inneholdt innen en undergrunnsformasjon for derved å redusere eller forhindre deres migrering mens en minimerer enhver reduksjon i permeabiliteten av nevnte formasjon.
For de foreliggende formål, omfatter uttrykket ”sandpartikler” ethvert silisiumholdig materiale som utgjør strukturen av en undergrunnsformasjon. Uttrykkene ”finstoffer”, ”fine partikler” og ”partikulære finstoffer” er tenkt å omfatte alle partikler til stede i porene eller interstitielle rom til stede i formasjonen. Disse sistnevnte partiklene har typisk en midlere partikkeldiameter på < 50 μm. Typisk vil disse være små nok til å passere gjennom åpningene av den minste silen som er vanlig tilgjengelig (omtrent 37 μm åpninger). Mange forskjellige materialer kan finnes i undergrunnsformasjoner og derfor kan sammensetningen av de fine partiklene variere vidt. Generelt kan finstoffer inkludere kvarts og andre mineraler, leirer, silisiumholdige materialer så som sand, etc. Metodene og sammensetningene beskrevet heri finner spesiell anvendelse i behandling av sandsteinsformasjoner, f.eks. sandpartikler.
Som anvendt heri, er uttrykket ”resterende matriksstyrke” et mål på evnen en partikulær matriks for å holde sammen de individuelle partiklene under et gitt sett av betingelser (f.eks. temperatur, trykk, fluidstrømning, etc.). Den resterende matriksstyrken av en matriks kan kvantifiseres på mange måter, f.eks. uttrykt i den utøvede kraften, trykk, fluidhastighet, etc. krevet for å ødelegge eller ”bryte” matriksen.
Materialer egnet for anvendelse i samsvar med oppfinnelsen er de som er i stand til å overføre en relativt svak resterende maktriksstyrke til sandpartiklene inneholdt innen en formasjon, for eksempel, en resterende matriksstyrke i størrelsesorden 0,1 til 500 bar (f.eks. omkring 0,1 bar), foretrukket 1 til 200 bar, mer foretrukket 10 til 60 bar, enda mer foretrukket omkring 50 bar. Foretrukne materialer er i stand til å øke den resterende matriksstyrke med 20 til 100 bar, f.eks. omkring 50 bar.
Som anvendt heri betyr uttrykket ”permeabilitet” kapasiteten et porøst medium (f.eks. den partikulære matriks) har til å overføre et fluid, dvs. motstanden overfor flyt av en væske gjennom et porøst materiale. Permeabilitet måles ved anvendelse av Darcys lov:
Q = k. ΔP.A/ μL
hvor
Q = strømningshastighet (cm<3>/s)
ΔP = trykkfall (atm) over en sylinder som har en lengde L (cm) og et tverrsnittsareal A (cm<2>)
m = fluidviskositet (cp)
k = permeabilitet (Darcy)
Foretrukket vil reduksjonen i formasjonens permeabilitet etter behandling i samsvar med oppfinnelsen være mindre enn 40%, foretrukket mindre enn 30%, mer foretrukket mindre enn 20%, f.eks. mindre enn 10%. Enda mer foretrukket vil formasjonen ha vesentlig den samme permeabilitet både før og etter behandling i samsvar med oppfinnelsen.
Spesielt foretrukket for anvendelse i oppfinnelsen er materialer som øker den resterende matriksstyrken av sandpartiklene med 20 til 1.000%, foretrukket 100 til 200% uten å redusere formasjonens relative permeabilitet med mer enn 50 til 1%, foretrukket 30 til 1%, f.eks.10 til 1%.
Spesielt foretrukne materialer for anvendelse i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er de som er i stand til å øke den resterende matriksstyrken av sandpartiklene slik at den %-vise sandproduksjon (% av totalmassen) i testen beskrevet i eksempel 1 presentert heri er mindre enn 20%, foretrukket uten å redusere formasjonens relative permeabilitet med mer enn 50 til 1%, foretrukket 30 til 1%, f.eks.
10 til 1%.
Ytterligere foretrukne materialer for anvendelse i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er de som er i stand til å øke den resterende matriksstyrken av sandpartiklene slik at brudd forekommer i testen beskrevet i eksempel 3 presentert heri ved et omslutningstrykk på minst 250 bar (f.eks. ved omkring 0,4 l/min), mer foretrukket minst 270 bar, foretrukket uten å redusere formasjonens relative permeabilitet med mer enn 50 til 1%, foretrukket 38 til 1%.
Ytterligere foretrukne materialer for anvendelse i oppfinnelsen er de som er i stand til å overføre en resterende matriksstyrke til sandpartiklene slik at i testen beskrevet i eksempel 1 heri, kan de behandlede sandpartiklene motstå et trykkfall på minst 10.000 mbar, foretrukket minst 15.000 mbar, uten brytning. Spesielt foretrukket, reduserer slike materialer ikke matriksens relative permeabilitet med mer enn 50 til 1%, foretrukket 30 til 1%, f.eks.10 til 1%.
Det er også foretrukket at materialene for anvendelse i oppfinnelsen gir en matriks som er elastisk, f.eks. den har høye trykk-, strekk- og bindingsfastheter. Foretrukket skulle den partikulære matriks ha tilstrekkelig elastisitet til å motstå belastningsbetingelsene som resulterer fra høye fluidtrykk og/eller temperaturer innen formasjonen, f.eks. under testing, perforering, fluidinjeksjon eller fluidproduksjon. Matriksen skulle for eksempel være i stand til å motstå en trykkpuls på minst 10.000 mbar, foretrukket minst 50.000 mbar vesentlig uten tap i dens struktur.
Mengden av partikulære finstoffer og spesielt sandpartikler produsert fra enhver gitt bergformasjon ved eksponering for et fluid ved en gitt hastighet kan uttrykkes som en prosentandel av den opprinnelige massen av formasjonen. Materialer egnet for anvendelse i samsvar med oppfinnelsen er de som er i stand til å minimere produksjonen av partikulære finstoffer, og spesielt sandpartikler, og vil generelt opprettholde produksjonsnivået av partikler under 10%, f.eks. under 8%, ved en Darcy strømningshastighet (Darcy-hastighet) på minst 0,3 cm/s. Materialer som er i stand til å holde sandproduksjonsnivåer innen området fra 1 til 4%, f.eks.
1-2% ved en Darcy-hastighet på minst 0,3 cm/s er spesielt foretrukket.
Naturen og konsentrasjonen av midlene anvendt i oppfinnelsen er slik at disse gir en relativt liten økning i den resterende matriksstyrken av sandpartiklene. Det har for eksempel blitt funnet at en restkraft som grovt sett er ekvivalent med kapillærkreftene (kapillærspenning) i vannfuktet sand (omtrent 6,9 kPa (1 psi)) er tilstrekkelig til å stoppe (eller i det minste begrense) mobiliseringen av fine partikler, og spesielt sandpartikler. En relativt liten økning i den resterende matriksstyrken av sandpartikler kan i sin tur resultere i en betraktelig økning i den maksimale sand frie hastighet (MSR). Dette har en enorm økonomisk innvirkning for de brønnene hvor produksjonshastigheten er avhengig av MSR-en.
Materialer for anvendelse i oppfinnelsen er foretrukket dispergerbare eller løselige i et hydrokarbon (f.eks. et C1-20-alkan). Enda mer foretrukket er materialene for anvendelse i oppfinnelsen også minst delvis vannløselige (f.eks. vannløselige). I noen tilfeller vil materialet for anvendelse i oppfinnelsen være mer løselig i hydrokarbon enn i vann. Mer foretrukket vil imidlertid materialene for anvendelse i oppfinnelsen være mer løselige i vann enn i hydrokarbon. Materialene for anvendelse i oppfinnelsen kan, for eksempel, fordeles mellom hydrokarbon og vann ved et forhold i området 5:95 til 90:10, mer foretrukket 10:90 til 70:30, for eksempel, omkring 40:60. Evnen til å fordeles på denne måten muliggjør at materialet leveres til formasjonen i en hydrokarbonbærer (f.eks. vesentlig uten dekomponering) mens det på samme tid muliggjør at det, hvis nødvendig undergår reaksjon ved kontakt med fossilt grunnvann ved det ønskede virkningspunkt.
Materialer for anvendelse i oppfinnelsen inkluderer organosilaner, for eksempel, organosilanhydrider, organosilanalkoksider og organosilanaminer. Organosilanforbindelser har den fordel at de er typisk oljeløselige og reagerer med vann. Disse er også biologisk nedbrytbare og miljømessig akseptable (f.eks. for DYNASYLAN AMEO: LC50 fisk = 934 mg/l; EC50 dafnie = 331 mg/l; IC50 alger = 603 mg/l, biologisk nedbrytbarhet 67%, for DYNASYLAN bis-AMEO: LC50 fisk > 200 mg/l; EC50 dafnie > 200 mg/l; IC50 alger = 125 mg/l, biologisk nedbrytbarhet 64,5% som testet ifølge OECD 306). Organosilaner for anvendelse i oppfinnelsen har foretrukket en biologisk nedbrytbarhet på minst 60%. Mens vi ikke ønsker å være bundet av teori, antas det at organosilanforbindelser reagerer med vann og hydrolyserer. De resulterende kjemikalier reagerer så med silisiumholdige overflater i formasjonen (f.eks. overflaten av silikasand), belegger alle sandpartikler, binder dem på stedet ved dannelsen av broer og begrenser deres bevegelse. Fordelen med bifunksjonelle organosilaner er deres evne til å binde to partikler sammen.
Spesielt foretrukne organosilanforbindelser inkluderer de som har minst én hydrolyserbar binding. Med en ”hydrolyserbar binding” menes en binding som er i stand til å spaltes ved reaksjon med vann. Foretrukket vil den hydrolyserbare bindingen være bundet til et silisiumatom. Med andre ord er den hydrolyserbare bindingen foretrukket mellom Si og et andre atom/gruppe i molekylet. Enda mer foretrukket er den hydrolyserbare bindingen én som kan hydrolysere for å gi en silanol (dvs. -Si-OH).
Mens vi ikke ønsker å være bundet av teori, antas det at hydrolysen av et organosilan for å gi en silanol kan være kritisk for suksessen av fremgangsmåten beskrevet heri. Mer spesifikt tenkes at organosilanet, etter kontakt med fossilt eller resterende vann i formasjonen, hydrolyserer for å danne en silanol.
RRRSi-O-Gruppe vann� RRRSi-OH HO-Gruppe
Denne silanolen antas så å reagere med aktive seter (f.eks. SiOH bindinger) på overflaten av formasjonen (dvs. sandpartikler) og/eller kondensere med et annet silanolmolekyl ved å danne –Si-O-Si- bindinger (se Figur 1). Mens den tidligere reaksjonen tjener til å kovalent binde organosilanet til partikler (f.eks. sandpartikler) som utgjør formasjonen, muliggjør sistnevnte at organosilanene bindes kovalent til hverandre. Bindinger kan dannes mellom forskjellige organosilanmolekyler bundet til den samme partikkelen og/eller forskjellige partikler (se Figur 2).
Organosilanet virker derfor som et ”lim” eller ”bro” for å binde eller holde sammen partiklene som utgjør formasjonen, og derved redusere eller eliminere deres bevegelse når fluid strømmer gjennom formasjonen. Brodannelse vil typisk forekomme mellom overflater av partikler som er atskilt med opp til 30 bindingslengder, foretrukket 15-20 bindingslengder, f.eks. på korn-til-korn kontakt. På denne måten økes den resterende matriksstyrken av formasjonen.
Mengden som den resterende matriksstyrken økes med kan avhenge av antallet bindinger organosilanet danner med sandpartiklene og/eller utstrekningen som reaksjon forekommer med mellom forskjellige organosilanforbindelser, spesielt de som er bundet til forskjellige partikler. Dette avhenger i sin tur minst delvis av hvor mange silanolgrupper som kan dannes per molekyl.
Foretrukne organosilanforbindelser for anvendelse i oppfinnelsen omfatter 1 til 12 hydrolyserbare bindinger, mer foretrukket 3 til 9 hydrolyserbare bindinger, enda mer foretrukket omkring 6 hydrolyserbare bindinger. Slike forbindelser som innehar hydrolyserbare bindinger kan godt være i stand til å selv-kondensere og/ eller polymerisere etter hydrolyse av én eller flere av de hydrolyserbare bindingene. De tidligere nevnte foretrukne antall hydrolyserbare bindinger relateres derfor til antallet til stede i den monomere form av forbindelsen (dvs. en som ikke har undergått oligomerisering eller polymerisering). For eksempel, inneholder aminotrietoksysilan 3 hydrolyserbare bindinger (dvs.3 x Si-OEt) og bis-(trietoksysilylpropyl)amin inneholder 6 hydrolyserbare bindinger (dvs.6 x Si-OEt). I organosilanforbindelsene for anvendelse i oppfinnelsen, kan de hydrolyserbare bindingene til stede være forskjellige, men er mer foretrukket de samme.
I foretrukne organosilanforbindelser for anvendelse i oppfinnelsen, utgjør minst én hydrolyserbar binding del av en terminal gruppe. Mer foretrukket utgjør alle de hydrolyserbare bindinger del av en terminal gruppe. Med en ”terminal gruppe” menes en gruppe som er lokalisert ved én ende av molekylet. Dette er i motsetning til en sidegruppe eller hengende gruppe som er bundet til en annen del av molekylet. For eksempel, i forbindelsen aminotrietoksysilan, er aminogruppen og -Si(OEt)3-gruppene terminale grupper. I motsetning, i forbindelsen bis-(trietoksysilylpropyl)-amin er -Si(OEt)3-gruppene terminale grupper, mens amingruppen ikke er det.
I spesielt foretrukne forbindelser for anvendelse i oppfinnelsen, er alle bindinger andre enn de tidligere nevnte hydrolyserbare bindingene, stabile for betingelsene som de eksponeres for i bruk (f.eks. stabile overfor hydrolyse i sjøvann). Foretrukket er de resterende bindingene i molekylet karbon-karbon, karbon-hydrogen, silisium-karbon, nitrogen-karbon, oksygen-karbon og/eller nitrogen-hydrogen bindinger.
Foretrukne organosilanforbindelser kan også inkludere en amingruppe. Nærværet av en amingruppe kan resultere i sterkere adhesjon av organosilanet til partiklene i formasjonen og/eller øke stabiliteten av organosilanet overfor høye temperaturer og/eller trykk. Dette kan være på grunn av det faktum at amingruppen kan danne ytterligere bindinger (f.eks. kovalente, hydrogen og/eller ioniske bindinger) mellom organosilanet og formasjonen og/eller andre organosilaner. Foretrukket er aminet et primært amin (dvs. - NH2), enda mer foretrukket et sekundært amin (dvs. -NH-).
Spesielt foretrukket er de organosilanforbindelser som inkluderer mer enn én funksjonell gruppe, f.eks. bifunksjonelle organosilaner, eller de forbindelser som er i stand til selv-polymerisasjon for å produsere bifunksjonelle molekyler. Ved ”bifunksjonelt organosilan” menes et organosilan som omfatter to separate Siatomer, hvert av disse utgjør del av minst én hydrolyserbar binding. Bifunksjonelle organosilaner gir derfor fordelaktig, etter kontakt med vann, minst to separate -Si-OH grupper, som hver kan undergå enhver av de ovenfor-beskrevne reaksjoner enten med partiklene til stede i en formasjon og/eller et annet organosilan. Bifunksjonelle organosilaner øker derfor graden av binding som forekommer mellom forskjellige organosilaner, spesielt de bundet til forskjellige partikler i formasjonen. Bifunksjonelle organosilaner som inneholder både alkoksid- og amingrupper er spesielt foretrukket.
Monofunksjonelle organosilaner er også nyttige i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Med monofunksjonelt organosilan menes et organosilan som omfatter ett Si-atom som utgjør del av minst én hydrolyserbar binding. I motsetning til bifunksjonelle organosilaner, tenderer monofunksjonelle organosilaner til å tillate at mindre binding forekommer mellom forskjellige organosilaner, spesielt de bundet til forskjellige partikler i formasjonen. Monofunksjonelle organosilaner som inneholder en amingruppe er spesielt foretrukket.
Det er spesielt foretrukket i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen å anvende en blanding av et bifunksjonelt og et monofunksjonelt organosilan. For eksempel, kan blandingen omfatte et bifunksjonelt til monofunksjonelt organosilan forhold på 75:25 til 25:75, mer foretrukket 60:40 til 40:60, enda mer foretrukket omkring 50:50. Disse forholdene av bifunksjonelle til monofunksjonelle organosilaner har, i mange tilfeller, blitt funnet å gi den ønskede balanse av interforbindelseskondensasjon som kan ”lime” sammen partiklene mens det på samme tid tilveiebringer tilstrekkelig binding til de silsiumholdige overflatene av formasjonen (dvs. sandpartiklene). Dette kan i sin tur være ansvarlig for å tilveiebringe en konsolidert masse som har en gel-aktig struktur. En fordel med den gel-aktige strukturen er at den kan utvise viskoelastiske egenskaper, dvs. den er ikke skjør.
Representative eksempler på organosilanforbindelser som er egnet for anvendelse i oppfinnelsen er organosilanalkoksider, organosilanestere, organosilanoksimer, organosilanhalogenider og organosilanhydrider. Disse forbindelsene inneholder henholdsvis minst én -Si-OR, -SiO(O)CR, -SiO-N=CRR’, -SiX og SiH gruppe (hvori R og R’ kan være C1-20 alkyl og X er et halogen). Hydrolyse av forbindelser som inneholder disse gruppene gir, i tillegg til et silanol (dvs. -Si-OH), henholdsvis -ROH, -RC(O)OH, -R’RC=NOH, -HX og -H2 hvori R, R’ og X er som definert tidligere heri.
Spesielt foretrukne organosilanforbindelser er organosilanalkoksider og organosilanestere. Disse undergår hydrolyse for å gi, i tillegg til en silanol, henholdsvis alkanoler og syrer. Ingen av disse forbindelsene forårsaker generelt problemer (f.eks. på grunn av bireaksjoner) i hydrokarbonbrønner. Foretrukne organosilanforbindelser for anvendelse i oppfinnelsen omfatter en gruppe med formel -Si-OR hvori R er C1-20 alkyl, mer foretrukket C2-6 alkyl, f.eks. etyl. Andre foretrukne organosilanforbindelser omfatter en gruppe med formel Si-O(O)CR hvori R er C1-20 alkyl, mer foretrukket C2-6 alkyl, f.eks. metyl.
Organosilanforbindelser som er egnet for anvendelse i oppfinnelsen inkluderer de forbindelsene med formel I:
R<1>R<2>R<3>Si-R<4 >(I)
(hvori
R<1>, R<2 >og R<3 >hver er uavhengig valgt fra hydrogen og organiske radikaler som har fra 1 til 50 karbonatomer; og
R<4 >er hydrogen, et organisk radikal som har fra 1 til 50 karbonatomer, eller en gruppe -OR<5 >i hvilken R<5 >er et organisk radikal som har fra 1 til 50 karbonatomer;
med det forbehold at minst én av R<1>, R<2>, R<3 >og R<4 >er noe annet enn hydrogen).
I forbindelsene med formel I, er R<1>-R<5 >foretrukket valgt fra eventuelt substituerte alkyl-, alkenyl-, aryl- og alkoksygrupper som har fra 1 til 18, foretrukket fra 1 til 10, f.eks.1 til 6 karbonatomer. Eventuelle substituenter som kan være til stede inkluderer alkoksy (f.eks. C1-6 alkoksy), amino, silyl, og silyloksygrupper. Gruppene R<1>-R<5 >kan videre være avbrutt av ett eller flere heteroatomer, foretrukket av N, O eller S, f.eks. ved en gruppe -NR<12 >hvor R<12 >er H eller C1-6 alkyl.
Foretrukket for anvendelse i oppfinnelsen er estere av organosilaner, dvs. de forbindelser med formel I i hvilke R<4 >er –OR<5 >hvor R<5 >er C1-8 alkyl, f.eks. C1-6 alkyl.
Foretrukne forbindelser for anvendelse i oppfinnelsen er de representert ved formel (II):
R<10>b(RO)3-bSi-R<11 >(II)
(hvori
b er null eller et positivt heltall fra 1 til 3, foretrukket 0 eller 1, f.eks.0;
R<10 >er en substituert eller usubstituert, foretrukket usubstituert, alkylgruppe som har fra 1 til 6 karbonatomer, f.eks. C1 alkyl;
hver R er uavhengig en substituert eller usubstituert, foretrukket usubstituert, alkylgruppe som har fra 1 til 18 karbonatomer, f.eks.1 til 6 karboner, eller en -COR<13 >gruppe hvori R<13 >er en eventuelt substituert, foretrukket usubstituert, C1-18 alkyl, f.eks. C1-6 alkylgruppe; og
R<11 >er en substituert eller usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 40 karbonatomer (foretrukket 1 til 18 karbonatomer, f.eks.1 til 8 karboner) og som eventuelt er avbrutt av ett eller flere heteroatomer; eller
R<11 >er en gruppe med formel -(CH2)x-A-(CH2)y-Si(OR)3 i hvilken A er en organisk forbindende gruppe eller en gruppe som omfatter et atom som har et fritt elektronpar (f.eks. et N, P eller S-atom); x er 0 eller et positivt heltall, foretrukket fra 1 til 10, mer foretrukket 1 til 4, f.eks.2 eller 3; y er 0 eller et positivt heltall, foretrukket fra 1 til 10, mer foretrukket 1 til 4, f.eks.2 eller 3; og R er som definert tidligere heri).
I foretrukne forbindelser med formel II, er R en C1-6 alkylgruppe, mer foretrukket en C2-4 alkylgruppe, for eksempel, metyl eller etyl. I spesielt foretrukne forbindelser med formel II, er hver R den samme.
Foretrukne forbindelser med formel II er også de hvori R<11 >er en usubstituert alkylgruppe (f.eks. kan R<11 >være propyl, butyl, pentyl, heksyl, heptyl, oktyl, nonyl, dekyl, eller dodekyl, spesielt foretrukket oktyl).
I spesielt foretrukne forbindelser med formel II, er R<11 >en substituert eller usubstituert, foretrukket substituert, alkylgruppe (f.eks. en substituert C1-12 alkylgruppe). Foretrukne alkylgrupper inkluderer propyl og butyl. Substituenter som kan være til stede inkluderer -NH2, -NHR’ og -NR’R’’ hvori R’ og R’’ uavhengig representerer C1-6 alkylgrupper.
Spesielt foretrukne organosilaner for anvendelse i oppfinnelsen er de representert ved formel III:
(RO)3Si-(CH2)x-A-(CH2)y-Si(OR)3 (III)
(hvori
hver R er uavhengig en substituert eller usubstituert, foretrukket usubstituert, alkylgruppe som har fra 1 til 18 karbonatomer, f.eks.1 til 6 karboner, eller en -COR<13 >gruppe, hvori R<13 >er en eventuelt substituert, foretrukket usubstituert, C1-18 alkyl, f.eks. C1-6 alkylgruppe.
A er en organisk forbindende gruppe eller en gruppe som omfatter et atom som har et fritt elektronpar (f.eks. et N, P eller S atom);
x er 0 eller et positivt heltall, foretrukket fra 1 til 10, mer foretrukket 1 til 4, f.eks.2 eller 3; og
y er 0 eller et positivt heltall, foretrukket fra 1 til 10, mer foretrukket 1 til 4, f.eks.2 eller 3)
I formlene II og III, er funksjonen av gruppe A som en forbindende gruppe og dens nøyaktige kjemiske natur er av mindre viktighet forutsatt at denne funksjonen er oppfylt. Generelt, vil den imidlertid omfatte en kjede som er 1 til 20 atomer lang, foretrukket 1 til 10, spesielt 1 til 5. Eksempler på egnede forbindere inkluderer både lineære og forgrenede alkylenkjeder som kan være avbrutt av heteroatomer så som nitrogen og oksygen.
I formlene II og III, vil x og y generelt være identiske.
Med mindre noe annet er spesifisert, kan enhver alkyl-, alkenyl- eller arylgruppe referert til heri være mono- eller polysubstituert og kan, med unntak av aryl, være forgrenet eller uforgrenet.
I foretrukne forbindelser med formel III, er R en C1-6 alkylgruppe, mer foretrukket en C2-4 alkylgruppe, for eksempel, metyl eller etyl. I spesielt foretrukne forbindelser er hver R den samme.
Foretrukne forbindelser med formlene II og III er også de hvori A er en gruppe som omfatter et atom som har et fritt elektronpar, spesielt nitrogen. Foretrukket vil A være en gruppe -NH eller -NR<6 >hvor R<6 >er C1-6 alkyl.
Andre foretrukne organosilaner for anvendelse i oppfinnelsen er de representert ved formel IV:
R<9>a(RO)3-aSi-(CH2)z-NR<7>R<8 >(IV)
(hvori R<7 >og R<8 >er uavhengig hydrogen eller en substituert eller usubstituert, foretrukket usubstituert, alkylgruppe som har fra 1 til 6 karbonatomer;
z er et positivt heltall, foretrukket fra 1 til 20, mer foretrukket 1 til 8, f.eks.3 eller 8;
a er null eller et positivt heltall fra 1 til 3, foretrukket 0 eller 1 (f.eks.0);
R<9 >er en substituert eller usubstituert, foretrukket usubstituert, alkylgruppe som har fra 1 til 6 karbonatomer (f.eks. C1); og
R er som definert tidligere heri i forbindelse med formel III).
I foretrukne forbindelser med formel IV, er minst én av R<7 >og R<8 >hydrogen. Mer foretrukket er både R<7 >og R<8 >hydrogen. Ytterligere foretrukne forbindelser med formel IV er de hvori z er minst 2, enda mer foretrukket er z minst 3 (f.eks. er z 3).
Det er spesielt foretrukket i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen å anvende en blanding av en forbindelse med formel III og en forbindelse med formel IV. For eksempel, kan blandingen omfatte en forbindelse med formel III til en forbindelse med formel IV i et forhold på 75:25 til 25:75, mer foretrukket 60:40 til 40:60, enda mer foretrukket omkring 50:50.
Egnede organosilaner inkluderer 3-amino-propyltrietoksysilan, bis(trietoksysilylpropyl)amin, 3-(dietoksymetylsilyl)propylamin, trimetoksyoktylsilan, trietoksyoktylsilan,
4,4,15,15-tetraetoksy-3,16-dioksa-8,9,10,11-tetratia-4,15-disilaoktadekan, og enhver kombinasjon derav. Slike forbindelser er tilgjengelige kommersielt, f.eks. fra Degussa (Hanau, Tyskland) under varemerkene DYNASYLAN 1126, DYNASYLAN 1122, DYNASYLAN 1506, DYNASYLAN OCTMO, DYNASYLAN OCTEO, DYNASYLAN AMEO og Si 69. En foretrukken kombinasjon av organosilaner for anvendelse i oppfinnelsen er den som omfatter 3-aminopropyltrietoksysilan og bis(trietoksysilylpropyl)amin, foretrukket i et forhold på 75:25 til 25:75, mer foretrukket 60:40 til 40:60, enda mer foretrukket omkring 50:50. En spesielt foretrukken blanding er den som selges under varemerket DYNASYLAN 1126.
Foretrukne estere av organosilaner inkluderer de som inneholder amingrupper. Mens en ikke ønsker å være bundet av teori, forekommer nærværet av aminfunksjonen å resultere i bedre adsorpsjon av organosilanet til de fine partiklene f.eks. sandkorn. Det antas også at nærværet av en amingruppe kan bidra til dannelsen av en gelaktig struktur som har viskoelastiske egenskaper.
Mengden materiale som skal anvendes vil variere vidt avhengig av faktorer så som naturen av det spesielle anvendte materiale, naturen (f.eks. permeabilitet, temperatur, etc.) av bergformasjonen og så videre. Den gjennomsnittlige partikkel/ korn størrelse av sandpartiklene vil, for eksempel, påvirke styrken av matriksen og derfor mengden av kjemisk middel nødvendig for å forhindre eller redusere partikkelmigrering. Generelt, vil mengden materiale anvendt være tilstrekkelig til å opprettholde hastigheten av væskestrøm gjennom formasjonen etter behandling og egnede mengder kan lett bestemmes av fagfolk. Typisk kan organosilanet anvendes i området fra 0,1 til 20% w/v, f.eks.1 til 5% w/v.
Foretrukket vil mengden materiale som skal anvendes være tilstrekkelig til å belegge en vesentlig del av sandpartiklene som utgjør formasjonen. Mer foretrukket blir tilstrekkelig materiale tilført til å belegge 10 til 70% av partiklene, mer foretrukket 20 til 60%, enda mer foretrukket 30-50%. Denne mengden materiale er i stand til å fungere som en binding eller ”bro” mellom partikler lokalisert i tett nærhet til hverandre. Dette er i motsetning til mange konvensjonelle prosedyrer som enten søker å belegge det hele av partiklene som utgjør formasjonen eller til å utelukkende behandle andre finstoffer, f.eks. leirer som er til stede innen formasjonens struktur. Generelt vil det anvendes omkring 20 til 200 liter (f.eks. omkring 50 til 150 liter) mer foretrukket 30 til 100 liter organosilan per m<3 >av formasjonen.
En kan tenke seg at behandling med et materiale som beskrevet heri kunne være ved ethvert trinn i hydrokarbonproduksjon, dvs. før og/eller etter hydrokarbonproduksjon (dvs. utvinning av olje eller gass fra brønnen) har begynt. Foretrukket vil behandlingen være før hydrokarbonproduksjon for å avdempe mot potensiell partikulær migrering og spesielt sandmigrering.
Behandling utføres ved å injisere sammensetningen gjennom en brønn inn i formasjonen, generelt ved å anvende trykk som er tilstrekkelige til å penetrere formasjonen. Behandlingstider eller perioder med innelukning vil avhenge av flere faktorer inkludert naturen av formasjonen og den krevde graden av konsolidering, naturen og konsentrasjonen av det anvendte kjemikalium, dybden av perforeringer, etc. Typiske innelukningstider kan bestemmes av fagfolk og vil generelt spenne fra 2 til 10 timer, foretrukket fra 3 til 8 timer, f.eks. omkring 4 til 6 timer.
Enhver konvensjonell behandlingsmetode kan anvendes for å tilføre materialene til produksjonsbrønnen. Slike metoder vil inkludere ”bull-heading”, spiralrør og soneformet isolering med pakninger. Av disse metodene vil ”bull-heading” generelt være foretrukket. Dette er i motsetning til metoder ifølge tidligere teknikk hvor behandlingskjemikalier generelt plasseres ved forskjellige punkter i formasjonen, f.eks. plasseres ved spiralrør for å lokalisere dette på det ønskede stedet. Dette er en mer kostbar operasjon å utføre. En fordel med ”bull-heading” er at hele brønnen behandles og ved relativt lav kostnad. ”Bull-heading” kan anvendes for behandling av både vertikale og horisontale brønner og behandling kan utføres under korte produksjonsintervaller. Egnede injeksjonsstrømningshastigheter kan enkelt bestemmes av fagfolk, foretrukne strømningshastigheter kan imidlertid ligge i området 2.500 til 3.000 liter/min. Generelt vil injeksjonsstrømningshastigheten ikke være lavere enn omkring 500 liter/min.
Spiralrør (CT) metoder er mindre ønskelige av økonomiske årsaker men kan ikke desto mindre anvendes vellykket for å tilføre materialene til brønnen. Slike metoder er generelt mer egnet for å behandle lange horisontale seksjoner av brønnen. Egnede CT metoder inkluderer de som konvensjonelt anvendes innen feltet, f.eks. roto puls metode, konsentrisk spiralrør, etc.
I et spesielt foretrukket aspekt av oppfinnelsen, behandles formasjonen med en for-spylesammensetning før behandling med et materiale som er i stand til å øke formasjonens resterende matriksstyrke. Formålet med en for-spylesammensetning er å oversvømme vesentlig alt porerommet av den del av formasjonen som skal konsolideres og derved fjerne en stor del av vannet som naturlig er til stede deri. Dette etterlater så grunnleggende fossilt grunnvann eller resterende vann. For-spylingen fjerner også alt vann til stede i utstyret, rørledninger, etc. involvert i systemet.
Anvendelsen av en for-spylesammensetning er spesielt foretrukket når materialet anvendt i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er et organosilan. I dette tilfellet kan for-spylesammensetningen virke som et middel for å lokalisere organosilanet på partiklene som omfatter formasjonen heller enn porerommene mellom partiklene.
Mens en ikke ønsker å være bundet av noen teori, antas det at for-spylesammensetningen kan anvendes for å fjerne vesentlig alt vannet til stede i formasjonens porerom, mens en på samme tid etterlater de vannmolekyler som omgir formasjonspartiklene (f.eks. de som er bundet til denne ved hydrogenbinding). Dette vannet blir noen ganger referert til som ”det resterende vannet” eller fossilt grunnvann. Virkningen av for-spylebehandlingen er derfor å tilveiebringe en vesentlig tørr formasjon (f.eks. en formasjon som omfatter 1-25% vann, (f.eks.1-10% vann, foretrukket 2-5% vann) typisk 18-22% vann.
Når en slik formasjon deretter behandles med organosilan er det eneste vannet som er til stede til å forårsake hydrolyse det som omgir partiklene (f.eks. vannmolekylene som utgjør den tynne ”film” eller ”skjerm” bundet til partiklene ved hydrogenbinding). Følgelig forekommer hydrolyse vesentlig bare i tett nærhet til partiklene og de produserte silanolene reagerer alltid med aktive seter (f.eks. -Si-OH grupper) på partikkeloverflaten og/eller andre silanoler i nærheten. Den totale effekten er å tilveiebringe en matriks hvori tilstøtende partikler ”limes” sammen. I motsetning blir få (hvis noen) silanoler produsert i porerommene (ettersom det ikke er noen vannmolekyler der til å forårsake hydrolyse) og få diffunderer dit fra overflaten av partiklene før de blir bundet til denne. Derfor forekommer lite (hvis noen) kondensasjon/polymerisasjonsreaksjon i, eller over, porerommet og det blir grunnleggende etterlatt åpent. Dette minimerer fordelaktig enhver reduksjon i permeabiliteten av formasjonen, hvilket kunne forekomme som en konsekvens av konsolideringsbehandlingen.
Ved valg av en for-spylesammensetning er det foretrukket å unngå et løsemiddel som er vesentlig vannløselig siden slike løsemidler vil holde tilbake minst noe av vannet som naturlig er til stede i brønnen. Som et resultat, kan organosilan hydrolysere og kondensere i porerommene før kontakt med partiklene som utgjør formasjonen og potensielt redusere permeabilitet. Vannublandbare løsemidler er derfor foretrukket for anvendelse i for-spylingen.
Foretrukne for-spylesammensetninger for anvendelse i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er derfor vesentlig vannuløselige (f.eks. ublandbare med vann). Eksempler på egnede for-spylesammensetninger inkluderer råolje, basisolje, et alifatisk hydrokarbon (f.eks. heksan), et aromatisk hydrokarbon (f.eks. benzen eller toluen) eller et petroleumdestillasjonsprodukt eller fraksjon (f.eks. kerosen, naftaer, eller dieselbrensel). Foretrukket omfatter for-spylesammensetningen et petroleumdestillasjonsprodukt, spesielt dieselbrensel.
For-spylesammensetningen for anvendelse i oppfinnelsen skulle også være vesentlig tørr, f.eks inneholde mindre enn 10% vann, foretrukket mindre enn 5% vann, mer foretrukket mindre enn 3% vann, f.eks. mindre enn 1% vann.
Volumet av den anvendte for-spylesammensetningen er typisk 1000 liter per m<3 >formasjon som skal behandles. Generelt vil sammensetningen introduseres (f.eks. ved pumping eller injeksjon) til formasjonen ved en strømningshastigheten på 2500-3000 liter/min.
En etter-spyling eller over-spyling kan også eventuelt, men foretrukket, anvendes i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. En etter-spyling blir typisk gjort etter injeksjon av materialet (f.eks. organosilanet) i stand til å øke den resterende matriksstyrken av formasjonen. Den tjener til å forskyve alt ureagert materiale ut av rørsystemet (f.eks ut av de første 1-2 m av rørsystemet) anvendt for å tilføre materiale til borebrønnen. De samme hydrokarbonvæsker beskrevet over for anvendelse i for-spylesammensetningen kan anvendes som en etter-spyling. Alternativt kan enhver passende vandig eller ikke-vandig væske anvendes.
Mens et vandig fluid kan anvendes som en etter-spyling (f.eks. vann eller syre), er det foretrukket at etter-spylingen er ikke-vandig. Spesielt er det foretrukket av etter-spylingen ikke omfatter mer enn 20% vann, mer for foretrukket ikke mer enn 10% vann, enda mer foretrukket omfatter etter-spylingen mindre enn 5% vann (f.eks. mindre enn 1% vann). Enda mer foretrukket omfatter ikke etter-spylingen en syre.
Derfor, når en ser det fra et ytterligere aspekt, tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon som inneholder sandpartikler, nevnte fremgangsmåte omfatter å:
(i) for-spyle nevnte formasjon for derved å fjerne vesentlig alt vann fra porerommet eller hulrommene i formasjonen;
(ii) kontakte nevnte formasjon med et materiale som er i stand til å øke den resterende matriksstyrke av sandpartiklene (f.eks. et organosilan); og (iii) eventuelt etterspyle nevnte formasjon.
En foretrukken fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen består grunnleggende av (f.eks. består av) trinnene (i), (ii) og (iii). En annen foretrukken fremgangsmåte består grunnleggende av (f.eks. består av) trinnene (i) og (ii) (dvs. ingen etterspyling anvendes).
Behandlingsmetodene beskrevet heri er slik at disse kan repeteres som nødvendig for å forhindre partikkelmigrering (f.eks. for å opprettholde sand-fri produksjon) ved minimumskostnad. For eksempel, kan behandling gjentas ved forskjellige intervaller for å opprettholde sand-fri produksjon gjennom hele brønnens levetid. Alternativt, hvis et SMART-brønnkonsept anvendes, kan behandling utføres ved hvert trinn med åpning av en ny seksjon eller intervall i formasjonen. Med hver åpning kan borebrønnen behandles som beskrevet heri før hydrokarbonproduksjon.
Andre konvensjonelle brønnbehandlinger slik som stimuleringsbehandling, hydraulisk bruddbehandling og avleiringsreduksjonsbehandling, kan anvendes i forbindelse med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Disse kan komme forut for eller etter fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Foretrukket er imidlertid brønnen klar til å føres tilbake i produksjon umiddelbart etter fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
I en typisk fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen blir en undergrunnsformasjon som inneholder sandpartikler for-spylt (f.eks. med diesel) for å fjerne vesentlig alt vann fra porerommet mellom partiklene. For-spylingen injiseres ved en hastighet på 500-4000 liter, foretrukket 2500-3000 liter/min og kan ta 1-2 timer å fullføre. Det estimeres at etter denne for-spylingen er mindre enn 10% vann til stede i formasjonen som skal behandles. Et materiale (f.eks. et organosilan) som er i stand til å øke den resterende matriksstyrke blir så injisert i en hydrokarbonbærer.
Denne bæreren er vanligvis vesentlig vannfri. Materialet injiseres ved en hastighet på 2500-3000 liter/min og kan ta 1-2 timer å fullføre. Til slutt blir en etter-spyling vanligvis injisert til formasjonen før brønnen eventuelt, men foretrukket innelukkes.
Den foretrukne innelukningsperioden er en funksjon av betingelsene i brønnen (f.eks. temperatur, trykk, etc.) som påvirker hastigheten som konsolidering forekommer ved. Typisk vil imidlertid innelukningsperioden være fra 3 til 24 timer, foretrukket 4 til 12 timer, for eksempel, 6 til 9 timer.
Materialene for anvendelse i oppfinnelsen anvendes foretrukket som en dispersjon eller løsning i en flytende bærer. Den flytende bæreren kan være vandig eller ikke-vandig. Foretrukket vil dette omfatte en ikke-vandig organisk væske, f.eks. et hydrokarbon eller hydrokarbonblanding, typisk et C3 til C15 hydrokarbon, eller olje, for eksempel råolje. Andre egnede bærervæsker inkluderer aromatiske hydrokarboner så som nafta og diesel. Diesel er spesielt foretrukket.
Det er generelt foretrukket å anvende en hydrokarbonbærer siden disse vil minimere eksponeringen av behandlingsmaterialet (f.eks. organosilanet) for vann. Dette betyr at reaksjon (f.eks. hydrolyse) under passering ned i brønnen til formasjonen som skal behandles minimeres eller forhindres. Foretrukket er hydrokarbonbæreren vesentlig vannfri. For eksempel, inneholder hydrokarbonbæreren foretrukket mindre enn 5% vann, mer foretrukket mindre enn 2% vann, enda mer foretrukket mindre enn 0,5% vann, f.eks. mindre enn 0,1% vann.
Egnede hydrokarbonbærervæsker inkluderer råolje, basisolje, et alifatisk hydrokarbon (f.eks. heksan), et aromatisk hydrokarbon (f.eks. benzen eller toluen) eller et petroleumdestillasjonsprodukt eller fraksjon (f.eks. kerosen, naftaer, eller dieselbrensel). Foretrukket omfatter hydrokarbonet et petroleumdestillasjonsprodukt, spesielt dieselbrensel.
Hydrokarbonbæreren kan også inneholde andre additiver kjent innen faget for anvendelse i brønnbehandling. Slike additiver kan inkludere surfaktanter, fortykningsmidler, avledningsmidler, pH-buffere og katalysatorer. Foretrukket inneholder ikke hydrokarbonet en katalysator. Enda mer foretrukket består hydrokarbonbæreren grunnleggende av et materiale som er i stand til å øke den resterende matriksstyrken (f.eks. et organosilan) av sandpartikler i en formasjon.
Foretrukket vil konsentrasjonen av brønnbehandlingsmidlet i bærervæsken være i området 0,05-50 %w/v, foretrukket 0,1 til 30 %w/v, mer foretrukket 1-10 %w/v, f.eks. omkring 5 %w/v. En høyere konsentrasjon vil generelt anvendes for dypere perforeringer. Typisk vil det anvendes omkring 300 til 3.000 liter hydrokarbonbærer per m<3 >formasjon som skal behandles.
Materialene beskrevet heri kan anvendes i behandling av hydrokarbonbrønner både før og under produksjon av sand, dvs. for brønner som allerede produserer sand (etter-svikt) og derved effektiv forlenge brønnens levetid og de som potensielt kan produsere sand (før-svikt). For eksempel kunne potensielt svake formasjoner (f.eks. de som har et potensiale for sandproduksjon under den såkalte TCS 2 testen, dvs. ved grenselinjen av 217 bar ved 2 MPa omslutningstrykkgrensen) behandles på forhånd, dvs. ved komplettering. På denne måten unngås behovet for komplekse sandbeskyttelsessystemer for komplettering av brønnen. Isteden kan mye enklere og derfor mer kostnadseffektive sandbeskyttelsessystemer anvendes for komplettering, f.eks. enkle sandsiler.
For eksisterende brønner hvor produksjon er begrenset av maksimal sandfri hastighet, muliggjør behandling i samsvar med oppfinnelsen anvendelsen av mye høyere strømningshastigheter. En høyere synkehastighet kan derfor anvendes som resulterer i en økning i nivået av hydrokarbonproduksjon. I reservoarer hvor en utarmingsstrategi kunne anvendes for å tillate mer fullstendig utvinning av hydrokarbon, kan behandlede brønner tolerere et mye høyere differensialtrykk (dvs. høyere synkehastighet) uten sandproduksjon.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er spesielt effektiv for økning av sistedelsproduksjon i modnere brønner hvor produksjonshastigheten av hydrokarbon er begrenset av den maksimale sand-frie hastigheten og høye vannkutt. Hittil ville slike brønner tendere til å stenges ned med en gang produksjonshastigheten av vann når et grensenivå og derfor blir uøkonomisk. Ved å behandle disse brønnene i samsvar med fremgangsmåten beskrevet heri, blir imidlertid formasjonen stabilisert i en slik utstrekning av denne kan tolerere et høyere differensialtrykk uten sandingsproblemer. Dette muliggjør en tilstrekkelig forsterkning i produksjonshastigheten av hydrokarbon (f.eks. en økning på så lite som 50-100 m<3 >olje per dag) til at brønnen igjen blir levedyktig. På denne måten kan levetiden av brønnen forlenges med flere år. Ved å styrke produksjonshastigheten fra eksisterende brønner, blir de enorme kostnader involvert i åpning av en ny formasjon unngått, eller i det minste forsinket.
Fremgangsmåtene beskrevet heri kan anvendes for å stabilisere enhver dårlig konsolidert eller ukonsolidert formasjon. Disse kan omfatte, i tillegg til sandpartikler, et bredt område av ”partikulære finstoffer” som definert heri. For eksempel kan disse omfatte kvarts eller andre mineraler så som feltspat; muskovitt; kalsitt; dolomitt; baritt; vannsvellbare leirer slik som montmorillonitt, beidelitt, nontronitt, saponitt, hektoritt og sauconitt; eller ikke-vannsvellbare leirer slik som kaolinitt og illitt. Problemer forbundet med nærværet og bevegelsen av finstoffer er mest uttalt i sandsteinholdige formasjoner. Mest foretrukket vil de partikulære finstoffene beskrevet heri derfor omfatte silisiumholdige materialer slik som silisiumholdige sandkorn.
Brønnene i seg selv kan være en naturlig forekommende konsolidering eller kunstige konsolideringer. Med kunstig konsolidering menes en brønn som har blitt behandlet med andre kjemiske midler, f.eks. andre konsolideringsmidler. Brønner som inneholder materialer som har silika eller silisiumholdige overflater er spesielt egnet for anvendelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er spesielt egnet for anvendelse i formasjoner som omfatter hovedsakelig sand. Foretrukne brønner omfatter mer enn 75% sand, mer foretrukket mer enn 85% sand, enda mer foretrukket mer enn 95% sand. Med sand kan det menes ethvert materiale som består grunnleggende av SiO2.
Spesielt egnede brønner for anvendelse ifølge oppfinnelsen er de som har relativt korte produksjonsintervaller. Generelt kan både horisontale og vertikale brønner behandles, selv om vertikale brønner er foretrukket. Temperaturen i en brønn som skal behandles ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er foretrukket i området 50-200 ºC.
Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet videre med referanse til de følgende ikkebegrensende eksempler.
Eksempel 1
Forskjellige kjemikalier ble testet for deres evne til å konsolidere sand ved anvendelse av en sylindrisk sandpakkeholder som illustrert i medfølgende figur 3 som har de følgende dimensjoner: 209 mm (lengde) x 65 mm (diameter) og et totalt sandvolum på 157 cm<3>. Den sylindriske sandpakkeholderen kan splittes i to deler slik at det så er mulig å fjerne en delvis konsolidert sandpakke, f.eks. for styrketesting, uten å ødelegge den. Sandpakkeholderen ble forbundet med differensialtrykktransdusere og plassert innen et varmekammer. To høyytelsespumper ble anvendt for å danne strømningshastigheter som var høye nok til å generere sandproduksjon, mens en pulsfri pumpe ble anvendt for permeabilitetsmålinger. En kontroller ble forbundet til de to høyytelsespumpene som økte hastigheten ifølge en forhåndsprogrammert prosedyre.
Forsøksprosedyre:
1. Sandpakkeholderen fylles med ukonsolidert sand (standardisert Baskarp sand).
2. Saltløsning injiseres til sanden under vakuum.
3. Permeabiliteten ved Sw = 1 måles.
Hvis oljeløselig kjemikalium:
4. Lampeolje injiseres inntil Swi er etablert,
5. Permeabilitet ved Swi måles.
6. Injiser kjemikalium og lukk-inn i en ønsket tidsperiode og ved en ønsket temperatur.
7. Kjemikaliet spyles ut ved anvendelse av saltløsning (eller lampeolje hvis det anvendes et oljeløselig kjemikalium).
8. Permeabilitet etter behandling ved Sw = 1 (eller ved Swi hvis det anvendes et oljeløselig kjemikalium) måles.
Hvis oljeløselig kjemikalium:
9. Saltløsning injiseres inntil Sor er etablert.
10. Sandproduksjon måles ved anvendelse av en forhåndsprogrammert prosedyre.
Under sandproduksjon, ble hastigheten av fluidstrømning øket fra 0 til 100 ml/min, hvert hastighetstrinn varer i 30 sekunder. Sanden ble produsert til et begerglass med overløp for fluidet. Ved slutten av forsøket ble sanden samlet ved anvendelse av et 0,45 μm filter. Sanden ble deretter tørket ved 50�C og veid.
Referanseforsøk ble utført på nøyaktig den samme måten, unntatt at intet kjemikalium ble injisert til sandpakken. Isteden, ble ren lampeolje eller saltløsning injisert avhengig av om det testede kjemikalium var olje- eller vannløselig.
Testede kjemikalier:
DYNASYLAN 1126 (Degussa AG):
3-amino-propyltrietoksysilan og bis(trietoksysilylpropyl)amin
DYNASYLAN 1122 (Degussa AG):
bis(trietoksysilylpropyl)amin
DYNASYLAN 1506 (Degussa AG):
3-(dietoksymetylsilyl)propylamin
DYNASYLAN OCTMO (Degussa AG):
Trimetoksyoktylsilan
DYNASYLAN OCTEO (Degussa AG):
Trietoksyoktylsilan
Si 69 (Degussa AG):
4,4,15,15-tetraetoksy-3,16-dioksa-8,9,10,11-tetratia-4,15-disilaoktadekan UREA/UREASE (Urease anvendt: U1500 fra Sigma Chemicals; konsentrasjon: 50 I.U./cm<3>)
Resultater:
I Figur 4 vises mengden produsert sand som en prosentandel av den totale masen av sand i sandpakkeholderen. Figur 5 viser hvordan trykkfallet over sandpakken varierte under sandproduksjon for hvert kjemikalium. Figur 6 viser den prosentvise reduksjon i permeabilitet for hvert kjemikalium etter behandling sammenlignet med før behandling.
Diskusjon:
Organosilanene har den fordel av de er oljeløselige og reagerer med vann. Urea/urease feller ut CaSO3(s) i matriksen. Hvis behandling med dette sistnevnte systemet skulle svikte, f.eks. en får en kraftig reduksjon i permeabilitet, kan en enkelt fjerne saltet ved anvendelse av en syre.
Figur 4 viser at alle de testede kjemikaliene er i stand til å redusere sandproduksjon sammenlignet med referansene. Urea/urease systemet har den beste evnen til å konsolidere sand, men det har også den største påvirkningen på permeabilitet (se Figur 6). Organosilanene kan deles i to grupper med hensyn til deres sandkonsolideringsevne: DS 1122, DS 1126 og DS 1506 i én gruppe og DS OCTEO, DS OCTMO og Si 69 i den andre. Den første gruppen har en svært god ytelse. Mens den andre gruppen reduserer sandproduksjon, er dette ikke så mye som den første organosilangruppen eller urea/urease systemet.
For noen forsøk fortsatte trykkfallet under sandproduksjon å stige i løpet av hele forsøket, se Figur 5. Noen forsøk, viste imidlertid en plutselig eller kraftig reduksjon i trykkfallet i løpet av sandproduksjon. Dette er forårsaket av en fullstendig nedbrytning av sandmatriksen, dvs. en kanal dannes gjennom hele sandpakken som fluidet flyter fritt i. Kjemikaliene som har den beste evnen til å konsolidere sand vil ikke utvise noe nedbrytningspunkt i løpet av sandproduksjonsforsøket.
Eksempel 2
Forsøkene beskrevet i eksempel 1 ble gjentatt ved anvendelse av forskjellige konsentrasjoner (3% og 5%) av DYNASYLAN 1126 (Degussa AG). Referanseforsøk ble utført på den samme måten unntatt at lampeolje ble injisert inn i sandpakkeholderen istedenfor organosilanblandingen. Sanden anvendt i testene ble anskaffet fra Nornefeltet (”Norne” sand).
Figur 7 viser sandproduksjonen (% av totalmassen av sand) med økende fluidhastighet. Referanseprøven (intet kjemikalium) svikter omtrent umiddelbart som vist av den hurtige stigningen i sandproduksjon ved lave fluidhastigheter. Dette resulterer fra en fullstendig nedbrytning av sandmatriksen.3% DS 1126 prøven er i stand til å motstå fluidhastigheter opp til omkring 0,14 cm/s før sandproduksjonsnivåer sees å stige til noen betydelig utstrekning. Sandmatriksen brytes imidlertid ikke fullstendig ned og sandproduksjonen flater ut ved omkring 15%.5% DS 1126 prøven motstår hastigheter opp til omkring 0,30 cm/s mens den opprettholder sandproduksjonsnivåer under 5%. I Figur 8 vises mengden sand produsert som en prosentandel av den totale massen av sand i sandpakkeholderen for hver av de tre testede prøvene.
Eksempel 3 – hul sylinder tester
En måling av styrken av en sandmatriks er tilveiebrakt av en hul sylinder test ved anvendelse av den følgende prosedyre:
1. Installer og koble til apparaturen vist i Figur 9. Ytre radial deformasjon måles i to ortogonale retninger. Trykket rundt kjernen, injeksjonstrykket, injeksjonshastigheten og mengden produsert sand måles også.
2. Et nominelt trykk rundt kjernen på 2 MPa utøves og radial strøm av fluid (0,3 liter/min) startes med lampeolje for å sikre fullstendig metning (varighet: 10 min)
3. Trykk rundt kjernen økes i et første trinn (takt: 4 MPa/gang) og radial strømning begynner. Ved hvert trykknivå utøves strømningen i omtrent 5 minutter ved hver av de følgende hastigheter: 0,2 l/min, 0,3 l/min og 0,4 l/min.
4. Trykk rundt kjernen økes i 1 MPa trinn og strømmen gjentas ved hvert trykknivå inntil prøven kollapser.
De følgende resultater ble oppnådd for forskjellige prøver behandlet med DS 1126 ved forskjellige konsentrasjoner og i forskjellige bærerfluider.
Resultatene viser at anvendelse av DS 1126 (ved 5 eller 3 vol-%) reduserer sandproduksjon mye. Fordelaktig blir dette også oppnådd uten mye reduksjon i formasjonens permeabilitet.
Eksempel 4 - Feltforsøk
To brønner ved Nornefeltet har blitt vellykket behandlet med DYNASYLAN 1126 for å redusere sandproduksjon. Forsøk utført på Norne-kjerner har vist at en reduksjon i permeabilitet av kjernen på opp til 32-42% (f.eks. omkring 40%) etter behandling med en blanding av 3-5% DYNASYLAN 1126 i diesel kan tolereres mens en på samme tid tilveiebringer effektiv sandkonsolidering. En slik reduksjon i permeabilitet reduserer PI (produksjonsindeksen) for brønnen med 10-15%. Siden brønnens produksjon imidlertid ikke er begrenset av PI men heller av sandproduksjonsnivåer, er en slik reduksjon i PI akseptabel.
Før pumping av diesel/DYNASYLAN 1126 blandingen, ble en for-spyling av basisolje injisert for å forskyve fritt vann i både brønnen og formasjonen. ”Hovedpillen” (the main pill) av diesel/DYNASYLAN 1126 ble forskjøvet inn i formasjonen ved å pumpe et strengvolum basisolje overspyling. Brønnen ble deretter innelukket i 6-9 timer for å tillate DYNASYLAN 1126 å reagere med formasjonen.
De følgende oljeproduksjonshastigheter før og etter behandling med diesel/ DYNASYLAN 1126 blandingen ble observert:
Oljeproduksjonshastighet før Oljeproduksjonshastighet etter behandling (Sm<3>/dag) behandling (Sm<3>/dag) Brønn B-3H: 1700 4000
Brønn B-2H: 2200 2900
Det totale feltproduksjonspotensialet i B-3H brønnen økte med 2.300 Sm<3 >per dag etter behandling med DYNASYLAN 1126. Sandproduksjon ble også dramatisk redusert og opphørte praktisk talt.
Eksempel 5 - Skrapetester
En måling av styrken av en sandmatriks er tilveiebrakt ved en skrapetest hvor en nål anvendes under en økende kraft inntil overflaten av sanden bryter (Schei, G., Larsen, I., Fjaer, E., 1999, SINTEF Petroleum Research Report Nr. 33.0710.00/02/99 ”Scratch Testing as a Tool for Formation Strength Determination – Phase 2”. Resultatene er vist i tabellen under.
Resultatene viser at anvendelse av DS 1126 (ved 5 eller 3 vol-%) øker styrken av sandmatriksen.
Claims (18)
1. Fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon som inneholder sandpartikler, nevnte fremgangsmåte omfatter å kontakte nevnte formasjon med et materiale som er i stand til å øke den resterende matriksstyrken av nevnte sandpartikler for derved å redusere eller forhindre deres migrering mens en minimerer enhver reduksjon i permeabiliteten av nevnte formasjon hvori nevnte materiale er en forbindelse med formel III:
(RO)3Si-(CH2)x-A-(CH2)y-Si(OR)3 (III)
hvori
hver R er uavhengig en substituert eller usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 18 karbonatomer eller en –COR<13 >gruppe, hvori R<13 >er en eventuelt substituert C1-18 alkylgruppe;
A er en organisk forbindende gruppe eller en gruppe som omfatter et atom som har et fritt elektronpar;
x er 0 eller et positivt heltall; og
y er 0 eller et positivt heltall.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvori hver R er uavhengig en usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 18 karbonatomer, eller en -COR<13 >gruppe, hvori R<13 >er en usubstituert C1-18 alkylgruppe.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
hvori atomet som har et fritt elektronpar er et N, P eller S atom.
4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 3,
hvori x er fra 1 til 10.
5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 4,
hvori y er fra 1 til 10.
6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5,
hvori nevnte materiale videre omfatter en forbindelse med formel IV:
R<9>a(RO)3-aSi-(CH2)z-NR<7>R<8 >(IV)
hvori R<7 >og R<8 >er uavhengig hydrogen eller en substituert eller usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 6 karbonatomer;
z er et positivt heltall;
a er null eller et positivt heltall fra 1 til 3;
R<9 >er en substituert eller usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 6 karbonatomer; og
R er som definert tidligere heri i forbindelse med formel III.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
hvori R<7 >og R<8 >er uavhengig hydrogen eller en usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 6 karbonatomer.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 6 eller 7,
hvori z er fra 1 til 20.
9 Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6 til 8,
hvori R<9 >er en usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 6 karbonatomer.
10. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 9,
hvori nevnte forbindelse med formel (III) er bis(trietoksysilylpropyl)amin
11. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5,
hvori nevnte materiale videre omfatter 3-aminopropyltrietoksysilan, 3-(dietoksymetylsilyl)propylamin, trimetoksyoktylsilan, trietoksyoktylsilan, 4,4,15,15-tetraetoksy-3,16-dioksa-8,9,10,11-tetratia-4,15-disilaoktadekan, eller enhver kombinasjon derav.
12. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5,
hvori nevnte materiale er i stand til å overføre en resterende matriksstyrke til nevnte sandpartikler i området 0,1 til 500 bar.
13. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5,
hvori nevnte materiale, ved kontakt med nevnte formasjon, bevirker en reduksjon i permeabilitet av nevnte formasjon på mindre enn 40%.
14. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5,
hvori nevnte materiale er i stand til å øke den resterende matriksstyrke av nevnte sandpartikler med 20 til 1.000%.
15. Fremgangsmåte for behandling av en undergrunnsformasjon som inneholder sandpartikler, nevnte fremgangsmåte omfatter å:
(i) for-spyle nevnte formasjon for derved å fjerne vesentlig alt vann fra porerommet eller hulrommene i formasjonen;
(ii) kontakte nevnte formasjon med et materiale som er i stand til å øke den resterende matriksstyrke av sandpartiklene hvori nevnte materiale er en forbindelse med formel III:
(RO)3Si-(CH2)x-A-(CH2)y-Si(OR)3 (III)
hvori
hver R er uavhengig en substituert eller usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 18 karbonatomer eller en –COR<13 >gruppe, hvori R<13 >er en eventuelt substituert C1-18 alkylgruppe;
A er en organisk forbindende gruppe eller en gruppe som omfatter et atom som har et fritt elektronpar;
x er 0 eller et positivt heltall; og
y er 0 eller et positivt heltall; og
(iii) eventuelt etterspyle nevnte formasjon.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15,
hvori nevnte materiale i stand til å øke den resterende matriksstyrke av sandpartiklene anvendes som en dispersjon eller løsning i en vesentlig vannfri hydrokarbonbærer.
17. Anvendelse for fremstillingen av hydrokarbonbrønnbehandlingssammensetninger av et materiale som er i stand til å øke den resterende matriksstyrke av sandpartikler inneholdt innen en undergrunnsformasjon for derved å redusere eller forhindre deres migrering mens en minimerer enhver reduksjon i permeabiliteten av nevnte formasjon hvori nevnte materiale er en forbindelse med formel III:
(RO)3Si-(CH2)x-A-(CH2)y-Si(OR)3 (III)
hvori
hver R er uavhengig en substituert eller usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 18 karbonatomer eller en –COR<13 >gruppe, hvori R<13 >er en eventuelt substituert C1-18 alkylgruppe;
A er en organisk forbindende gruppe eller en gruppe som omfatter et atom som har et fritt elektronpar;
x er 0 eller et positivt heltall; og
y er 0 eller et positivt heltall.
18. Hydrokarbonbrønnbehandlingssammensetning som omfatter en bærervæske som inneholder et materiale i stand til å øke den resterende matriksstyrke av sandpartikler inneholdt innen en undergrunnsformasjon for derved å redusere eller forhindre deres migrering mens en minimerer enhver reduksjon i permeabiliteten av nevnte formasjon hvori nevnte materiale er en forbindelse med formel III:
(RO)3Si-(CH2)x-A-(CH2)y-Si(OR)3 (III)
hvori
hver R er uavhengig en substituert eller usubstituert alkylgruppe som har fra 1 til 18 karbonatomer eller en –COR<13 >gruppe, hvori R<13 >er en eventuelt substituert C1-18 alkylgruppe;
A er en organisk forbindende gruppe eller en gruppe som omfatter et atom som har et fritt elektronpar;
x er 0 eller et positivt heltall; og
y er 0 eller et positivt heltall.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0413584A GB0413584D0 (en) | 2004-06-17 | 2004-06-17 | Well treatment |
| GB0424085A GB2419614B (en) | 2004-10-29 | 2004-10-29 | Well treatment to increase particulate matrix strength |
| PCT/GB2005/002390 WO2005124100A1 (en) | 2004-06-17 | 2005-06-17 | Well treatment |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20070297A NO20070297A (no) | 2007-03-12 |
| NO20070297L NO20070297L (no) | 2007-03-12 |
| NO347192B1 true NO347192B1 (no) | 2023-06-26 |
Family
ID=35149577
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20070297A NO347192B1 (no) | 2004-06-17 | 2005-06-17 | Brønnbehandling |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8596358B2 (no) |
| AU (2) | AU2005254781C1 (no) |
| BR (1) | BRPI0512142B1 (no) |
| CA (1) | CA2569782C (no) |
| EA (1) | EA012242B1 (no) |
| NO (1) | NO347192B1 (no) |
| WO (1) | WO2005124100A1 (no) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2005124100A1 (en) | 2004-06-17 | 2005-12-29 | Statoil Asa | Well treatment |
| EP1879837A2 (en) | 2005-04-26 | 2008-01-23 | Statoilhydro ASA | Method of well treatment and construction |
| US7493957B2 (en) * | 2005-07-15 | 2009-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and sand production in subterranean wells |
| GB2450502B (en) | 2007-06-26 | 2012-03-07 | Statoil Asa | Microbial enhanced oil recovery |
| EP2017321A1 (en) * | 2007-07-11 | 2009-01-21 | Stichting Deltares | A method for avoiding or reducing permeation of soil particles in a hydrocarbon well |
| GB2453317B (en) * | 2007-08-29 | 2012-12-19 | Champion Technologies Ltd | Retaining a proppant by use of an organosilane |
| EP2067836A1 (en) | 2007-12-05 | 2009-06-10 | Bp Exploration Operating Company Limited | Process for consolidating sand |
| US20090260883A1 (en) * | 2008-04-16 | 2009-10-22 | Terratek Inc. | Continuous measurement of heterogeneity of geomaterials |
| DE102008002183A1 (de) | 2008-06-03 | 2009-12-10 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur Aufarbeitung salzhaltiger Rückstände aus der Herstellung von aminofunktionellen Organosilanen |
| DE102008002181A1 (de) | 2008-06-03 | 2009-12-10 | Evonik Degussa Gmbh | Verfahren zur wässrigen Aufarbeitung eines Ammoniumhalogenide und/oder organische Aminhydrohalogenide enthaltenden aminofunktionellen Organosilans |
| US8579029B2 (en) * | 2008-12-31 | 2013-11-12 | Schlumberger Technology Corporation | System, method and treatment fluid for controlling fines migration |
| US8011431B2 (en) * | 2009-01-22 | 2011-09-06 | Clearwater International, Llc | Process and system for creating enhanced cavitation |
| WO2011047096A1 (en) * | 2009-10-14 | 2011-04-21 | Altarock Energy, Inc. | In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals |
| NO331200B1 (no) * | 2009-12-21 | 2011-10-31 | Temasi As | Framgangsmate for stabilisering av sand |
| US10563233B2 (en) | 2012-07-17 | 2020-02-18 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University | Cementation methods |
| US9587473B2 (en) * | 2013-04-17 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stabilizing unconsolidated formation for fines control |
| US10392767B2 (en) | 2013-10-28 | 2019-08-27 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University | Mineral precipitation methods |
| WO2015088471A1 (en) * | 2013-12-09 | 2015-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidizing with silane treatment to control fines migration in a well |
| WO2017078560A1 (ru) | 2015-11-02 | 2017-05-11 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ гидроразрыва пласта (варианты) |
| US11060013B2 (en) * | 2016-03-02 | 2021-07-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of controlling fines migration in a well |
| DE102016215260A1 (de) * | 2016-08-16 | 2018-02-22 | Evonik Degussa Gmbh | Verwendung einer (Alkylalkoxysily)amin-, Bis-(alkylalkoxysilyl)amin und/oder Tris-(alkylalkoxysilyl)amin-enthaltenden Zusammensetzung |
| EP3533854B1 (en) * | 2018-03-01 | 2022-05-04 | Momentive Performance Materials Inc. | Method of inhibiting water penetration into oil- and gas- producing formations |
| WO2020055915A1 (en) | 2018-09-10 | 2020-03-19 | Kavazanjian Edward | Biocementation systems and methods |
| US11535791B2 (en) * | 2021-03-12 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Sand consolidation by enzyme mediated calcium carbonate precipitation |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2259875A (en) * | 1936-09-09 | 1941-10-21 | Shell Dev | Method of treating oil and gas wells |
| US6182759B1 (en) * | 1997-10-16 | 2001-02-06 | Wacker-Chemie Gmbh | Process for treating water-containing natural gas wells and natural gas storage wells |
Family Cites Families (96)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2633919A (en) | 1948-06-19 | 1953-04-07 | Union Oil Co | Treatment of oil-bearing formations |
| US2832754A (en) * | 1955-01-21 | 1958-04-29 | Union Carbide Corp | Alkoxysilylpropylamines |
| US2975835A (en) | 1957-11-07 | 1961-03-21 | Pure Oil Co | Bacteriological method of oil recovery |
| US2939839A (en) | 1957-12-06 | 1960-06-07 | Texaco Inc | Well packer fluid |
| US2935475A (en) | 1957-12-16 | 1960-05-03 | Pure Oil Co | Well treating |
| GB928127A (en) * | 1962-01-25 | 1963-06-06 | Shell Int Research | Method of consolidating an unconsolidated or substantially unconsolidated mass |
| US3199587A (en) | 1962-09-10 | 1965-08-10 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil by improved fluid drive |
| US3185216A (en) | 1962-12-26 | 1965-05-25 | Phillips Petroleum Co | Use of bacteria in the recovery of petroleum from underground deposits |
| US3328450A (en) | 1963-01-09 | 1967-06-27 | Dow Corning | Silylalkyl phenols |
| US3199590A (en) | 1963-02-25 | 1965-08-10 | Halliburton Co | Method of consolidating incompetent sands and composition therefor |
| US3250330A (en) * | 1963-10-31 | 1966-05-10 | Shell Oil Co | Process for treating earth formations |
| GB1021528A (en) | 1964-03-26 | 1966-03-02 | Shell Int Research | Method for treating a part of a permeable formation |
| US3274632A (en) | 1964-12-28 | 1966-09-27 | Hoover Co | Shampooing and scrubbing device |
| US3286770A (en) | 1965-05-25 | 1966-11-22 | Halliburton Co | Method of treating wells |
| US3364994A (en) * | 1966-02-25 | 1968-01-23 | Eugene L. Sterrett | Oil well treating method |
| GB1168945A (en) | 1968-03-15 | 1969-10-29 | Shell Int Research | Method for Treating a Part of a Permeable Formation |
| US3615794A (en) * | 1968-05-20 | 1971-10-26 | Dow Chemical Co | Sealing composition and method |
| US3625287A (en) * | 1970-02-03 | 1971-12-07 | Halliburton Co | Method of improving strength and stability of sand consolidations made with resin systems |
| US4002204A (en) * | 1975-11-13 | 1977-01-11 | Shell Oil Company | Timing the deposition of an asphalt plugging material from an asphalt-cationic emulsion |
| US4218327A (en) * | 1976-04-05 | 1980-08-19 | Shell Oil Company | Stabilizing the viscosity of an aqueous solution of polysaccharide polymer |
| US4074536A (en) | 1976-08-02 | 1978-02-21 | Halliburton Company | Oil well consolidation treating |
| GB1511589A (en) | 1976-10-20 | 1978-05-24 | Halliburton Co | Method of consolidating loose or incompetent subterranean formations |
| US4073343A (en) | 1976-12-23 | 1978-02-14 | Texaco Inc. | Sand consolidation method |
| AU530410B2 (en) | 1978-02-21 | 1983-07-14 | Sintef | Preparing aqueous emulsions |
| US4743545A (en) | 1984-08-09 | 1988-05-10 | Torobin Leonard B | Hollow porous microspheres containing biocatalyst |
| CA1167403A (en) | 1979-07-10 | 1984-05-15 | Unilever Limited | Microbial heteropolysaccharide |
| NL8103838A (nl) | 1980-08-19 | 1982-03-16 | Shell Int Research | De bereiding van microbiologische polysacchariden. |
| NO149108C (no) | 1981-10-21 | 1984-02-15 | Sintef | Fremgangsmaate for fremstilling av vandige dispersjoner av organisk materiale og eventuelt videre omdannelse til en polymerdispersjon naar det organiske materiale er en polymeriserbar monomer |
| US4417623A (en) | 1981-12-10 | 1983-11-29 | Atlantic Richfield Company | Sand consolidation with organic silicate |
| SU1025868A1 (ru) | 1982-02-08 | 1983-06-30 | Небитдагская Комплексная Геологоразведочная Экспедиция | Контейнер дл доставки изол ционных материалов в скважины |
| US4450908A (en) | 1982-04-30 | 1984-05-29 | Phillips Petroleum Company | Enhanced oil recovery process using microorganisms |
| US5250201A (en) | 1982-07-29 | 1993-10-05 | Solmat Systems, Ltd. | Polymeric substance and method of separating and culturing bacteria |
| US4498538A (en) | 1983-06-21 | 1985-02-12 | Union Oil Company Of California | Method for maintaining the permeability of fines-containing formations |
| US4479543A (en) * | 1983-07-28 | 1984-10-30 | Union Oil Company Of California | Method for deeper penetrating acidizing of siliceous formations |
| US4549609A (en) | 1983-09-02 | 1985-10-29 | Union Oil Company Of California | Treating fines-containing earthen formations |
| US4580633A (en) | 1983-12-21 | 1986-04-08 | Union Oil Company Of California | Increasing the flow of fluids through a permeable formation |
| FR2575178B1 (fr) | 1984-12-21 | 1987-01-16 | Rhone Poulenc Spec Chim | Procede de production de polysaccharides de type xanthane |
| US4670166A (en) | 1985-02-27 | 1987-06-02 | Exxon Chemical Patents Inc. | Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid |
| US4646835A (en) | 1985-06-28 | 1987-03-03 | Union Oil Company Of California | Acidizing method |
| EP0265563B1 (en) | 1986-10-30 | 1991-05-08 | Union Oil Company Of California | Acidizing method |
| US4660642A (en) | 1985-10-28 | 1987-04-28 | Halliburton Company | High strength, chemical resistant particulate solids and methods of forming and using the same |
| US4708207A (en) | 1985-11-21 | 1987-11-24 | Union Oil Company Of California | Scale removal treatment |
| US4689085A (en) | 1986-06-30 | 1987-08-25 | Dow Corning Corporation | Coupling agent compositions |
| US4787453A (en) * | 1986-10-30 | 1988-11-29 | Union Oil Company Of California | Permeability stabilization in subterranean formations containing particulate matter |
| GB2222420B (en) * | 1987-03-06 | 1992-09-09 | Chevron Res | Process for enhancing oil recovery |
| US4850745A (en) | 1988-06-17 | 1989-07-25 | Sybron Chemicals, Inc. | Bioremediation system |
| US5169561A (en) | 1988-07-20 | 1992-12-08 | Dow Corning Corporation | Antimicrobial antifoam compositions and methods |
| US4905761A (en) | 1988-07-29 | 1990-03-06 | Iit Research Institute | Microbial enhanced oil recovery and compositions therefor |
| FR2637913B1 (fr) | 1988-10-19 | 1994-06-03 | Rhone Poulenc Chimie | Procede de production de polysaccharides par fermentation d'une source hydrocarbonee a l'aide de microorganismes |
| US4846981A (en) | 1988-12-19 | 1989-07-11 | Texaco Inc. | Method of restoring permeability around wellbores |
| US5049655A (en) | 1989-03-22 | 1991-09-17 | The Salk Institute For Biological Studies | Melanin-concentrating hormones |
| SU1661379A1 (ru) | 1989-06-27 | 1991-07-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности | Способ регулировани разработки нефт ных месторождений |
| US4938287A (en) | 1989-10-23 | 1990-07-03 | Texaco Inc. | Sand consolidation methods |
| US5043364A (en) | 1990-03-15 | 1991-08-27 | Phillips Petroleum Company | Gelation of acrylamide-containing polymers with furfuryl alcohol and water dispersible aldehydes |
| GB9012727D0 (en) | 1990-06-07 | 1990-08-01 | Shell Int Research | Treating an underground formation |
| US5297625A (en) | 1990-08-24 | 1994-03-29 | Associated Universities, Inc. | Biochemically enhanced oil recovery and oil treatment |
| US5083611A (en) | 1991-01-18 | 1992-01-28 | Phillips Petroleum Company | Nutrient injection method for subterranean microbial processes |
| GB2252342B (en) | 1991-01-29 | 1995-01-11 | Norske Stats Oljeselskap | Method of microbial enhanced oil recovery |
| US5401413A (en) | 1991-02-11 | 1995-03-28 | Yissum Research Development Company Of The Hebrew University Of Jerusalem | Method for enhancing the biodegradation of biodegradable organic wastes |
| DE59308707D1 (de) | 1992-04-10 | 1998-07-30 | Clariant Gmbh | Verfahren zur Verringerung oder vollständigen Einstellung des Wasserzuflusses bei Bohrungen zur Gewinnung von Öl und/oder Kohlenwasserstoffgas |
| US5337820A (en) | 1992-12-22 | 1994-08-16 | Phillips Petroleum Company | Injection of scale inhibitors for subterranean microbial processes |
| DE69430843D1 (de) | 1993-03-25 | 2002-07-25 | Mitomo Shoji K K | Zementartiger, gekneteter, geformter artikel mit hochbindender stärke und kompressionsstärke, und verfahren zur herstellung |
| GB2284223B (en) | 1993-11-27 | 1996-10-09 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
| GB2290096B (en) | 1994-06-09 | 1997-09-24 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
| US5701956A (en) | 1996-04-17 | 1997-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing water production from subterranean formations |
| US5806593A (en) | 1996-07-22 | 1998-09-15 | Texaco Inc | Method to increase sand grain coating coverage |
| US5735349A (en) | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| US6897186B2 (en) | 1997-02-12 | 2005-05-24 | Kg International, Llc | Composition and method for dual function soil grouting excavating or boring fluid |
| US6169058B1 (en) | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| CA2296357C (en) | 1997-07-23 | 2006-07-04 | Cleansorb Limited | Methods for deposition of materials in underground reservoirs |
| US6228812B1 (en) | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
| US6630022B2 (en) | 1999-05-12 | 2003-10-07 | Granite Rock Company | Mechanical activation of granitic powders |
| US6210476B1 (en) | 1999-09-07 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions and methods |
| BR9904294B1 (pt) | 1999-09-22 | 2012-12-11 | processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolìferas. | |
| GB9926156D0 (en) | 1999-11-04 | 2000-01-12 | Norske Stats Oljeselskap | Method of treating a hydrocarbon-bearing measure |
| US6585047B2 (en) | 2000-02-15 | 2003-07-01 | Mcclung, Iii Guy L. | System for heat exchange with earth loops |
| US6543535B2 (en) | 2000-03-15 | 2003-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for stimulating microbial activity in a hydrocarbon-bearing, subterranean formation |
| US20030216263A1 (en) | 2000-08-30 | 2003-11-20 | Tibbles Raymond J. | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US6476169B1 (en) | 2000-09-28 | 2002-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing subterranean formation water permeability |
| KR100464107B1 (ko) | 2000-12-06 | 2004-12-31 | 정욱진 | 유류분해 미생물제제 및 그 제조방법 |
| GB0112343D0 (en) | 2001-05-21 | 2001-07-11 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
| GB2376462A (en) | 2001-06-08 | 2002-12-18 | Rmc Readymix Ltd | A low cement concrete composition |
| RU2194849C1 (ru) | 2001-09-12 | 2002-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| KR100519469B1 (ko) | 2002-02-28 | 2005-10-07 | 주식회사 바이오리진 | 버크홀데리아 속 ａｂ 100 및 슈도모나스 속 ａｂ 62균주의 혼합균주를 인삼병원균 방제에 사용하는 용도 |
| GB2387613A (en) | 2002-04-17 | 2003-10-22 | Schlumberger Holdings | High temperature well cementing using silica-rich minerals |
| US6702044B2 (en) | 2002-06-13 | 2004-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating formations or forming chemical casing or both while drilling |
| US20040177957A1 (en) * | 2003-03-10 | 2004-09-16 | Kalfayan Leonard J. | Organosilicon containing compositions for enhancing hydrocarbon production and method of using the same |
| CN1472157A (zh) | 2003-06-19 | 2004-02-04 | 同济大学 | 高韧性混杂纤维混凝土及其制备方法 |
| DE102004004615A1 (de) * | 2004-01-29 | 2005-08-18 | Institut für Neue Materialien Gemeinnützige GmbH | Konsolidierungsmittel und dessen Verwendung zur Konsolidierung von Formkörpern und geologischen Formationen aus porösen oder partikulären Materialien |
| US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
| CA2569770C (en) | 2004-06-17 | 2012-02-21 | Statoil Asa | Water reductions in subterranean formations |
| WO2005124100A1 (en) | 2004-06-17 | 2005-12-29 | Statoil Asa | Well treatment |
| EP1879837A2 (en) | 2005-04-26 | 2008-01-23 | Statoilhydro ASA | Method of well treatment and construction |
| GB2425531B (en) | 2005-04-26 | 2009-07-22 | Statoil Asa | Cement compositions with aplite |
| US7922893B2 (en) | 2006-02-08 | 2011-04-12 | International Business Machines Corporation | System and method for preparing near-surface heavy oil for extraction using microbial degradation |
| EP1980604A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-15 | Maersk Olie Og Gas A/S | Plugging of high permeability regions of subterranean formations |
-
2005
- 2005-06-17 WO PCT/GB2005/002390 patent/WO2005124100A1/en active Application Filing
- 2005-06-17 BR BRPI0512142-6A patent/BRPI0512142B1/pt active IP Right Grant
- 2005-06-17 EA EA200602214A patent/EA012242B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-06-17 CA CA2569782A patent/CA2569782C/en active Active
- 2005-06-17 NO NO20070297A patent/NO347192B1/no unknown
- 2005-06-17 US US11/629,729 patent/US8596358B2/en active Active
- 2005-06-17 AU AU2005254781A patent/AU2005254781C1/en active Active
-
2009
- 2009-10-09 AU AU2009225301A patent/AU2009225301B2/en not_active Ceased
-
2013
- 2013-10-23 US US14/061,255 patent/US20140116692A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2259875A (en) * | 1936-09-09 | 1941-10-21 | Shell Dev | Method of treating oil and gas wells |
| US6182759B1 (en) * | 1997-10-16 | 2001-02-06 | Wacker-Chemie Gmbh | Process for treating water-containing natural gas wells and natural gas storage wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20140116692A1 (en) | 2014-05-01 |
| AU2005254781A1 (en) | 2005-12-29 |
| BRPI0512142A (pt) | 2008-02-12 |
| BRPI0512142B1 (pt) | 2018-01-23 |
| CA2569782C (en) | 2011-09-27 |
| AU2005254781B2 (en) | 2009-07-09 |
| AU2005254781C1 (en) | 2009-12-03 |
| CA2569782A1 (en) | 2005-12-29 |
| AU2009225301B2 (en) | 2011-05-26 |
| NO20070297A (no) | 2007-03-12 |
| EA012242B1 (ru) | 2009-08-28 |
| AU2009225301A1 (en) | 2009-10-29 |
| WO2005124100A1 (en) | 2005-12-29 |
| US8596358B2 (en) | 2013-12-03 |
| US20070204990A1 (en) | 2007-09-06 |
| NO20070297L (no) | 2007-03-12 |
| EA200602214A1 (ru) | 2007-06-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO347192B1 (no) | Brønnbehandling | |
| US4532052A (en) | Polymeric well treating method | |
| US4460627A (en) | Polymeric well treating method | |
| US7964539B2 (en) | Well treatment | |
| US20060283592A1 (en) | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations | |
| EP3704205A1 (en) | Using brine resistant silicon dioxide nanoparticle dispersions to improve oil recovery | |
| NO342895B1 (no) | Fremgangsmåte for å redusere eller eliminere produksjon av vann i en brønn som penetrerer en undergrunnsformasjon | |
| EP2501774B1 (en) | Water control additive compounds and methods of making and using same | |
| CN114026197A (zh) | 用于处理地下地层中含水区的聚合物凝胶组合物和处理含水区的方法 | |
| US8881815B2 (en) | Well treatment | |
| WO2006117510A1 (en) | Methods and compositions for enhancing hydrocarbon production | |
| US9708524B2 (en) | Polymerizable monomer compositions comprising monomers with high affinity for sand grain surfaces for sand consolidation applications | |
| AU2011279476A1 (en) | Water sensitive porous medium to control downhole water production and method therefor | |
| US7188673B2 (en) | Process for reducing the production of water in oil wells | |
| WO2009027680A1 (en) | Well treatment | |
| GB2419614A (en) | Organosilane based composition for consolidation | |
| GB2037845A (en) | Aqueous polymer solutions for well treating methods | |
| CN118240543A (zh) | 一种双子季铵盐表面活性剂降压增注体系及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL ASA, NO |
|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: EQUINOR ENERGY AS, NO |