NO773782L - Regulering av uskikkede formasjoner med fortykkede syreherdbare harpikspreparater - Google Patents
Regulering av uskikkede formasjoner med fortykkede syreherdbare harpikspreparaterInfo
- Publication number
- NO773782L NO773782L NO773782A NO773782A NO773782L NO 773782 L NO773782 L NO 773782L NO 773782 A NO773782 A NO 773782A NO 773782 A NO773782 A NO 773782A NO 773782 L NO773782 L NO 773782L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- carbon atoms
- oil
- quaternary
- group
- preparation
- Prior art date
Links
- 229920005989 resin Polymers 0.000 title claims description 72
- 239000011347 resin Substances 0.000 title claims description 72
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 95
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 95
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 71
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 59
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 49
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 48
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 47
- XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N furfuryl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CO1 XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 42
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims description 40
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 claims description 34
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 33
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 29
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 20
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 20
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 16
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 claims description 14
- -1 hydroxyaryl aldehydes Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 125000002029 aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 claims description 10
- 125000002950 monocyclic group Chemical group 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 8
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 7
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims description 6
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 claims description 5
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 5
- 150000002240 furans Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 claims description 4
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 claims description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims description 3
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 3
- WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N (3-aminopropyl)triethoxysilane Chemical group CCO[Si](OCC)(OCC)CCCN WYTZZXDRDKSJID-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N Furan Chemical compound C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000005027 hydroxyaryl group Chemical group 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 58
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 36
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 31
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 22
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 18
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 16
- 229920003261 Durez Polymers 0.000 description 13
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 11
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 6
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 5
- 239000002952 polymeric resin Substances 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 5
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical group CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000012452 mother liquor Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 3
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical group [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- CEGOLXSVJUTHNZ-UHFFFAOYSA-K aluminium tristearate Chemical compound [Al+3].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O CEGOLXSVJUTHNZ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 229940063655 aluminum stearate Drugs 0.000 description 2
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000003701 inert diluent Substances 0.000 description 2
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 2
- ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N phosphinic acid Chemical compound O[PH2]=O ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N resorcinol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1 GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005670 sulfation reaction Methods 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N sulfuric acid Substances OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- KUBDPQJOLOUJRM-UHFFFAOYSA-N 2-(chloromethyl)oxirane;4-[2-(4-hydroxyphenyl)propan-2-yl]phenol Chemical compound ClCC1CO1.C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 KUBDPQJOLOUJRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylacetamide Chemical compound CN(C)C(C)=O FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SUAKHGWARZSWIH-UHFFFAOYSA-N N,N‐diethylformamide Chemical compound CCN(CC)C=O SUAKHGWARZSWIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000006040 Prunus persica var persica Nutrition 0.000 description 1
- 240000006413 Prunus persica var. persica Species 0.000 description 1
- 241000158147 Sator Species 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- HGAZMNJKRQFZKS-UHFFFAOYSA-N chloroethene;ethenyl acetate Chemical compound ClC=C.CC(=O)OC=C HGAZMNJKRQFZKS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- QQJDHWMADUVRDL-UHFFFAOYSA-N didodecyl(dimethyl)azanium Chemical compound CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCCCCCCCCCC QQJDHWMADUVRDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- MEOOYHXHFAWXIC-UHFFFAOYSA-N dimethyl-octadecyl-phenylazanium Chemical group CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C1=CC=CC=C1 MEOOYHXHFAWXIC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical compound O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVZISJTYELEYPI-UHFFFAOYSA-N hypodiphosphoric acid Chemical compound OP(O)(=O)P(O)(O)=O TVZISJTYELEYPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 125000001421 myristyl 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])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- AJFDBNQQDYLMJN-UHFFFAOYSA-N n,n-diethylacetamide Chemical compound CCN(CC)C(C)=O AJFDBNQQDYLMJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000913 palmityl 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])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
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- XIPFMBOWZXULIA-UHFFFAOYSA-N pivalamide Chemical compound CC(C)(C)C(N)=O XIPFMBOWZXULIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940045870 sodium palmitate Drugs 0.000 description 1
- GGXKEBACDBNFAF-UHFFFAOYSA-M sodium;hexadecanoate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O GGXKEBACDBNFAF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 125000004079 stearyl 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])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])[H] 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 230000019635 sulfation Effects 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N trichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)(Cl)Cl YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PDSVZUAJOIQXRK-UHFFFAOYSA-N trimethyl(octadecyl)azanium Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C PDSVZUAJOIQXRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L1/00—Compositions of cellulose, modified cellulose or cellulose derivatives
- C08L1/08—Cellulose derivatives
- C08L1/16—Esters of inorganic acids
-
- 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
- C09K8/502—Oil-based compositions
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og et preparat for å bringe i stilling et polymermateriale inneholdende partikkelformig materiale i en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av et brønnborehull.. ' Preparatet består i det vesentlige av en hydrocarbonolje, et kvartært salt av et i det vesentlige uspaltet cellulosesulfat, fast partikkelformig materiale i en mengde på fra ca. 0,03 til ca. 2,64 kg partikkelformig materiale pr. liter hydrocarbonolje og en syreherdbar varmeherdbar harpiks i en mengde på fra ca. 0,013 til ca. 0,67 l/dm 3 partikkelformig materiale. Preparatet bringes i kontakt med den underjordiske formasjon i et brønnborehull ved en fremgangsmåte som omfatter å injisere en første blanding bestående i det vesentlige av det nevnte kvartære salt av et i det vesentlige uspaltet cellulosesulfat blandet med hydrocarbonolje, fulgt av injeksjon av preparatet med en efterfølgende injeksjon av en ytterligere mengde av det kvartære salt i olje.
Ved produksjon av fluida, som olje, gass, vann og lignende, fra underjordiske formasjoner, møter man en rekke vanskeligheter når brønnen hvorigjennom fluidumene produseres, gjennomtrenger en uskikket eller ukonsolidert underjordisk formasjon. Slike formasjoner består ofte av uskikket sand, og kornene av sanden blir medrevet i fluidumet som produseres og føres inn i brønnborehullet. Resultatet av slik medrivning, er bl.a. ofte slipningen av pumpe-utstyret i brønnhullet, gjenstopning av siler, sandoppbygning i rør,'gjentetning av overf late-strømningskanaler, fylling av olje-vann-separatorer og gjensanding av hulrom like ved silene. Disse virkninger fører på sin side til slutt til en skarp nedgang i produksjonshastigheten av hydrocarbonfluidumene og økning av ved-likeholdsomkostninger.
Forskjellige løsninger på dette problem har vært foreslått. Eksempelvis har grus- og sandpakninger under anvendelse av injek sjon av partikkelformige faste stoffer i fortykkede hydrocarboner hvor fortykningsmidlet er en aluminiumsåpe av fettsyrer, findelt siliciumoxyd, bentonit, visse andre såper (NAPALM) og lignende, vært anvendt som omtalt f.eks. i U.S. patenter 2 9o6 333, 2 970 024, 3 498 380 og 3 064 730.
En av de mere vellykkede løsninger på problemet med uskikkede formasjoner har vært anvendelsen av polymere harpikser for injeksjon i brønnborehullet i kombinasjon med fast partikkelformig materiale for å danne en konsolidert sone inntil brønnborehullet i den sand-produserende sone. Slike metoder er kjent fra U.S. patenter 3 378 071 og 3 692 116.
Gelerte vandige systemer anvendes for tiden for anbringelse av grus og plast mot underjordiske formasjoner for å bekjempe uskikket sand. Det er imidlertid i mange tilfelle ønskelig å anvende et gelert oljesystem i mange formasjoner hvor oljen er bedre forlikelig med det underjordiske miljø enn vann. I noen formasjoner skader vann produksjonen av fluida fra brønnen ved å danne emulsjoner i oljen i formasjonen, hydratisere skifere eller leirer i formasjonen og lignende. Gelert olje forhindrer disse problemer og fortynnes av den produserte råolje hvilket letter den første produksjon av olje fra brønnen efter brønnbehandling.
En lignende prosess er kjent fra U.S. patent 3 391 738.
I slike prosesser omfatter blandingen som injiseres i formasjonen for å konsolidere de deler av de underjordiske formasjoner som omgir brønnborehullet, en polymer harpiks som polymeriseres in situ, og i mange tilfelle inneholder den partikkelformig materiale. Ved anvendelsen av slike prosesser har det lenge vært ansett for ønskelig at en gelert olje eller lignende, er tilgjengelig for å suspendere sanden og upolymeriserte harpikser under injeksjon i brønnborehullet. Én. slik gelert olje har hittil ikke vært tilgjengelig i faget da geleringsmidler som vanligvis anvendes, har vist seg å være uforlikelige med de injiserte polymere haxpikser. Som følge av dette har man anvendt naturlige viskøse oljer og lignende for å suspendere det partikkelformige materiale med de polymere harpikser.
Anvendelsen av viskøse oljer og lignende fører til vanskeligheter med å fjerne den viskøse olje fra formasjonen når harpiksene er polymerisert. Betraktelig tid har følgelig vært viet forsøk på å utvikle gelerte oljeblandinger som er istand til å suspendere det partikkelformige mateiale for injeksjon i brønnborehullet i kombinasjon med de polymere harpikser uten uheldig innflytelse på harpiksenes virkning.
Det er et mål ved foreliggende oppfinnelse å regulere en
uskikket formasjon.
Et videre mål er å overvinne ulemper ved de tidligere metoder
for å bekjempe uskikkede formasjoner.
Et videre mål er å fremskaffe gelerte preparater for å regulere uskikkede formasjoner.
Disse mål nåes ved å anvende et preparat for å anbringe et polymermateriale som inneholder partikkelformig materiale i kontakt med en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av et brønn-borehull hvilket preparat består i det vesentlige av
(a) en hydrocarbonolje,
(b) et kvartært ammoniumsalt av cellulosesulfat.
Den kvartære gruppe av det kvartære salt av cellulosesulfat inneholder minst 16 carbonatomer og er tilstede i preparatet i en
mengde tilstrekkelig til å frembringe en minimum tilsynelatende • viskositet i preparatet på minst 50 cP, men under 5000 cP ved injeksjonstemperatur og -trykk, og en tilsynelatende viskositet i preparatet ved betingelsene ved bunnen av hullet på minst 25 cP;
(c) findelt partikkelformig materiale i en mengde fra
ca. 0,03 til ca. 2,64 kg partikkelformig materiale pr. liter av oljen, og (d) en syreherdbar flytende varmeherdbar harpiks i en mengde fra ca. 0,013 til ca. 0,67 l/dm 3 av det partikkelformige materiale.
Kvartære salter av cellulosesulfat er effektive til å gelere hydrocarbonoljer for anvendelse til å suspendere findelt fast partikkelformig materiale for injeksjon i underjordiske formasjoner, og kvartære salter av cellulosesulfater har også en gunstig virkning på harpiksene som anvendes til å danne det faste organiske polymere materiale i den underjordiske formasjon når harpiksene velges fra gruppen bestående av syreherdbare flytende varmeherd-bare harpikser.
Noen egnede harpikser er angitt i US patent 3 391 738,, særlig spalte 3 til 7. Noen foretrukne harpikser er syreherdbare polyepoxyder, syreherdbare polyestere, fenoliske novolaker, hydroxy-aryl-aldehyder, furaner, furfurylalkoholharpikser og syreherdbare polyurethaner. Av disse foretrekkes de fenoliske novolaker, hydroxy-aryl-aldehydene, furanene og furfurylalkoholhar-piksene. Harpiksene er fortrinnsvis tilstede i en mengde fra ca. 0,013 til 0,67 l/dm 3 fast partikkelformig materiale. Meget gode resultater fåes når ca. 0,13 til 0,27 l/dm 3 fast partikkelformig material anvendes.
Harpiksen kan tilsettes i fortynnet form inneholdende fra
10 til 90% inert fortynningsmiddel. De ovenfor angitte mengder av harpiks refererer seg til 100% harpiks og reaktive harpiksbestand-deler, og innbefatter ikke de inerte fortynningsmidler.
Ved utførelse av foreliggende oppfinnelse er ca. 0,03 til ca. 2,64 kg fast partikkelformig materiale pr. 1 olje nyttig, og de- mere alminnelig anvendte områder er ca. 1,2 til ca. 1,8 kg fast partikkelformig materiale pr. 1 olje.
De kvartære cellulosesulfater er fortrinnsvis tilstede i en mengde tilstrekkelig til å gi en tilsynelatende viskositet av preparatet ved overflatebetingelser på minst ca. 50 cP, men ikke mere enn ca. 5000 cP. Minst 50 cP viskositet er ønskelig for å holde det partikkelformige materiale i suspensjon, men ved over ca. 5000 cP blir preparatet vanskelig å håndtere. Oppslemningen kan oppvarmes ved overflaten for å nedsette dens viskositet slik at den lett kan pumpes og vil ha den ønskede viskositet ved bunnen av en varm brønn. Efter som oppslemningen pumpes i kontakt med den underjordiske formasjon, øker den geotermiske temperatur og bevirker en nedsettelse av viskositeten. Fortrinnsvis har preparatet en minimumsviskositet på minst ca. 25 cP ved betingelsene ved, bunnen av hullet for at det faste partikkelf ormige materiale kan. være tilstrekkelig suspendert i preparatet. Dette er nød-vendig for å sikre at det faste partikkelformige materiale som i mange tilfelle er sand, er tilstrekkelig suspendert når det pakkes i kontakt med formasjonen rundt brønnborehullet. Konsentrasjonen av kvartært salt som kreves for å få den ønskede viskositet, vil variere med de fysikalske og kjemiske egenskaper av oljen og lignende, og må således bestemmes for den spesielle olje som anvendes.
Slike bestemmelser er fagmessige. I mange tilfelle vil konsentrasjoner på ca. 0,03 til 5,0 vekt% kvartært salt, beregnet på
vekten av preparatet, vise seg å være meget effektive.
Viskositeten av oljen gelert med kvartært salt .kan modifi-
seres ved tilsetning av syre i kombinasjon med tid og temperatur. Fagfolk vil følgelig lett kunne bestemme konsentrasjonen og typen
av syrer som kreves for å opprettholde den passende oljeviskositet
i den nødvendige tid for å føre sand- og harpiksoppslemningen i kontakt med formasjonen og bevirker at en nedsettelse av oljeviskositeten inntrer i løpet av den tid som kreves for at harpiksen skal herde før brønnen settes i produksjon, i noen tilfelle, særlig hvor der foreligger relativt lave underjordiske temperaturer (under caz 65°C) i produksjonsområdet, kan ytterligere syre injiseres for å påhjelpe hurtig herdning av den varmeherdende harpiks og nedsettelse av oljeviskositetene. 01jeoppløselige syrer, som trikloreddiksyre, aluminiumklorid-rødolje og lignende kan anvendes. Oppslemningen av harpiks, sand og gelert olje kan ved overlegg fremstilles og pumpes uten syrekatalysatorer eller med utilstrekkelig katalysator til å bringe harpiksen til å herde, og derefter kan en oljeopp-løselig syre eller sur olje dumpes inn i harpiks-sandmassen for å katalysere polymerisasjonen av harpiksen og nedsette oljeviskositeten. En rekke slike variasjoner og modifikasjoner er mulige innenfor rammen av oppfinnelsen.
Den anvendte hydrocarbonolje kan være en hvilken som helst egnet raffinert eller rå oljestrøm, som dieselolje, paraffin, lett råolje, destillater og lignende. Det er imidlertid ønskelig at
oljen er i det vesentlige nøytral.
Det findelte faste partikkelformige materiale som anvendes,
vil i mange tilfelle være sand. Sand er normalt i findelt form,
som f.eks. mellom 10 og 100 U.S. standard mesh størrelse. Andre materialer som kan anvendes, innbefatter nøtteskall, fefsken-kjerner, sprø, syntetiske harpikser, gilsonit, ,koks og lignende fast•materiale.
Det er ofte ønskelig at blandingen som er i kontakt med den uskikkede formasjon, inneholder et koblingsmiddel. Koblingsmidlet kan være et hvilket som helst materiale som er kjent for å fremme adhesjon av den organiske polymer med mineralmateriale. Særlig kan et hvilket som helst eller en kombinasjon av koblingsmidlene angitt i US patent 3 285 339 anvendes. Et særlig for tiden fore-trukket koblingsmiddel er Y -aminopropyltriethoxysilan. Ofte kan ca. 0,002 til 0,04 vektdeler koblingsmiddel anvendes for hver vektdel organisk polymer. Under ca. 0,002 vektdeler koblingsmiddel er stort sett ineffektivt, mens mengder over ca. 0,04 vektdeler blir uøkonomiske. Fortrinnsvis anvendes 0,01 til 0,02 vektdeler koblingsmiddel for hver vektdel organisk polymer for å gi optimal effektivitet til en økonomisk godtagbar pris.
De kvartære ammoniumcellulosesulfatsalter fremstilles på.
kjent vis, for eksempel som angitt i US patent 3 726 796.
De kvartære ammoniumcellulosesulfatsalter er derivater av
et kolloidalt cellulosesulfat med en substitusjonsgrad (D.S.) på minst ca. 2, dvs. som 1,9; og med en viskositet over 20 cP ved en en prosent konsentrasjon i et vandig medium målt med et Brookfield Synchro-Lectric Viscometer, Model LVF, ved 6 0 r/min og ved en temperatur på 25°C, og kjennetegnes videre ved en reaktivitet med kaliumioner i vandig medium under dannelse av en termoreversibel gel. Det kvartære ammoniumsalt som omsettes med det kolloidale cellulosesulfat inneholder fire organiske radikaler bundet til nitrogenatomet. • Antallet av carbonatomer tilstede i alle de organiske substituentgrupper bør tilsammen være ca. 16 eller mere for gi det dannede kvartære ammoniumsalt av cellulosesulfatet passende opp-. løselighetsegenskaper.
Reaksjonen for å danne det kvartære ammCniumcellulosesulfat-salt utføres i nærvær av vann, og der er eventuelt en lavere alkohol tilstede. En foretrukken. lavere alkohol er methanol da den er helt.blandbar med vann og ér billig og lett tilgjengelig. Reaksjonen utføres i alminnelighet ved å oppløse i vann, fortrinnsvis ved en pH på ca. 7 eller høyere, et vannoppløselig salt av det kolloidale cellulosesulfat hvorefter der eventuelt tilsettes en lavere alkohol fulgt av tilsetningen av et kvartært ammoniumsalt. Reaksjonen kan utføres ved værelsetemperatur eller høyere temperaturer som ca. 50-70°C, og utføres fortrinnsvis under om-røring av reaksjonsblandingen. Reaksjonen forløper nesten øyeblikkelig under dannelse av nesten kvantitativt utbytte av kvartært ammoniumderivat av det kolloidale cellulosesulfat.. Produktet felles fra moderluten og fjernes, vaskes og tørres.
Den kolloidale cellulosesulfatreaktant som anvendes i reaksjonen, kan være et vannoppløselig salt av cellulosesulfat, som natrium-, ammonium-, lithium- eller kaliiimsal tet. Naturen av ionet, som natrium, som er tilstede i cellulosesulfat-utgangsmaterialet, kan selvsagt varieres så lenge som cellulosesulfatsaltet er vann-oppløselig. Den kvartære ammoniumreaktant er fortrinnsvis et halo-gensalt, som et klorid, bromid eller jodid.
Om ønskes kan de kvartære ammoniumsalter av det kolloidale cellulosesulfat fremstilles ved å omsette den frie svovelsyreester av det kolloidale cellulosesulfat istedenfor å omsette et vannopp-løselig salt derav. Når cellulosesulfatreaktanten er i form av den frie svovelsyreester, tilføres det kvartære ammoniumion ved å anvende det tilsvarende kvartære ammoniumhydroxyd som reaktant.
Fortrinnsvis anvendes det kvartære ammoniumsalt eller den kvartære ammoniumbase, efter som tilfellet er, i et svakt overskudd . for å danne det kvartære ammoniumsalt av et kolloidalt cellulose-sulf at som beskrevet ovenfor. Et molart overskudd av kvartær ammoniumreaktant på 0,1 til 0,3 eller mere, har en tilbøyelighet til å drive reaksjonen til i det vesentlige fullstendighet. Dette er ønskelig fordi kolloidalt cellulosesulfat er den dyreste av reaktantene. At reaksjonen er fullstendig kan lett bestemmes ved visuell iakttagelse av moderluten. Efter som det kvartære ammonium-cellulosesulf atprodukt dannes, koagulerer det og faller ut av opp-• .løsningen slik at den gjenværende moderlut blir nesten klar og taper den del av sin viskositet som ble bevirket av cellulose-sulf atreaktanten. Videre har anvendelsen av et lite molart overskudd av den kvartære ammoniumreaktant, for eksempel 0,1 til 0,3,
i alminnelighet vist seg å forbedre oppløselighetsegenskapene av de dannede produkter i en hydrocarbonolje som anvendt ifølge oppfinnelsen.
Det kolloidale cellulosesulfat fremstilles ved å omsette cellulose med et kompleks av svoveltrioxyd og et lavere N-dialkylamid. Cellulosen forbløtes før sulfateringsreaksjonen ved tilsetning til den av minst en like stor mengde av det samme lavere. N-dialkylamid. Fortrinnsvis er N-dialkylamidet dimethylformamid, skjønt der kan også anvendes diethylformamid, dimethylacetamid, diethylacetamid og dimethylpropionamid. Et overskudd av N-dialkylamidet er fortrinnsvis tilstede i sulfateringskomplekset i tillegg til forblandingen av cellulosen med minst en like stor vektmengde av N-dialkylamidet anvendt ved fremstilling av komplekset.
Ved fremstillingen av det i det vesentlige uspaltede kolloidale cellulosesulfat bør sulfateringskomplekset som inneholder svoveltrioxyd og et lavere N-dialkylamid gi et vektforhold på ca. 1:1, være tilstede i reaksjonsblandingen i en mengde som er ca. 1 til 8 ganger vekten av cellulosen. Uttrykket "cellulose" innbefatter cellulose erholdt fra forskjellige kilder og i forskjellige former, som kjemisk behandléde celluloselinters, cellulose erholdt fra tre, etc
Ved reaksjonen av sulfateringskomplekset med cellulose
som beskrevet ovenfor, er en reaksjonstemperatur på ca. 0° til ca. 25°C egnet, og fortrinnsvis utføres sulfateringsreaksjonen ved en temperatur under ca. 15°C. Reaksjonstiden for relativt fullstendig forestring kan variere fra mindre enn en time opp til flere timer, avhengig av reaksjonstemperaturen og de relative konsentrasjoner av reaktantene.
En kategori av kvartære ammoniumcellulosesulfatforbindelser som kan anvendes ifølge oppfinnelsen er betegnet (I) i hvilke der er to lange kjeder, dvs. alkylgrupper med ca. 10 til ca. 18 carbonatomer, bundet til nitrogenatomet foruten to methylgrupper. Eksempler på slike kvartære ammoniumcellulosesulfater er dimethyl-dilauryl-ammoniumcellulosesulfat, dimethyl-disteary1-ammonium-cellulosesulf at, og forbindelser inneholdende blandede langkjedede alkylgrupper, som dimethyl-di-(blandet palmityl, myristyl og stearyl)-ammonium-cellulosesulfat som også kan kalles dimethyl-di- (halogenert talg)-ammoniumcellulosesulfat. Nok et annet eksempel på et di-(blandet alkyl)-dimethyl-ammoniumcellulosesulfat er dimethyl-di-(talg)-ammoniumcellulosesulfat i hvilket de blandede langkjedede alkylgrupper inneholder noen grad av metning.
En annen kategori (II) av kvartære ammoniumcellulosesulfater er de i hvilke tre methylgrupper er bundet til nitrogenatomet, sammen med en langkjedet alkylgruppe, dvs..med ca. 14 til 18 carbonatomer.
Typisk for slike produkter er trimethyl-talg-ammoniumcellulose-sulfat, trimethyl-(halogenert talg)-ammoniumcellulosesulfat, tri-methyl-stearyl-ammoniumcellulosesulfat og trimethyl-(tallolje)-ammoniumcellulosesulfat.
Nok andre kategorier av kvartære ammoniumcellulosesulfater er (III) dimethyl-monoalkyl (med ca. 12-18 carbonatomer)- mono-aromatisk-ammoniumcellulosesulfater; (IV) diaromatisk-monoalkyl
(ca. 12-18 carbonatomer) -methy 1-ammoniumsulfater, og (V) methyl-trialkyl (ca. 8-18 carbonatomer)-ammoniumcellulosesulfater. Et eksempel på et produkt av kategori (III) er dimethyl-fenyl-stearyl-ammoniumcellulosesulfat, mens et eksempel på et materiale av kategori (VI) er methy1-tricapryly1-ammoniumcellulosesulfat. Av de kvartære ammoniumcellulosesulfater angitt ovenfor foretrekkes materialene av kategoriene (I), (IV) og (V) for anvendelse ifølge foreliggende oppfinnelse. De aromatiske grupper som er tilstede i forbindelsene betegnet med (V) er monocycliske aromatiske hydrocarbongrupper med fra 6 til ca. 18 carbonatomer. Typiske for slike grupper er fenyl-, stearylfenyl-, laurylfenyl- og.dimethylfenyl-grupper.
Materialene kan blandes i en hvilken som helst rekkefølge
så lenge som oljen, det kvartære ammoniumcellulosesulfatsalt, harpiksene og harpiksforbindelsene som katalysatorer, koblings-midler og lignende, og det faste partikkelformige materiale blandes til en relativt homogen masse før injeksjonen.
Ved anvendelse av preparatet ifølge oppfinnelsen fremstilles en gelert oljeblanding omfattende en hydrocarbonolje og kvartært ammoniumcellulosesulfatsalt slik at den har en viskositet i det .vesentlige den samme som viskositeten av den gelerte oljedel.av preparatet omfattende hydrocarbonoljen, kvartært salt av cellulosesulfat, fast partikkelholdig materiale og polymere harpikser. Den således fremstilte gelerte oljeblanding injiseres straks før preparatet inneholdende det kvartære salt, hydrocarbonolje, partikkelformig materiale og polymere harpikser slik at preparatet opprett-holdes på en i det vesentlige konstant viskositet under injeksjon. Med andre ord er kontakt med en forutgående væske, som vann, olje eller lignende, tilbøyelig til å føre til en blanding av preparatet med den forutgående væske og derved skape vanskeligheter ved å holde harpiksene og det partikkelformige materiale i suspensjon. Slike problemer unngåes ved anvendelse av den forutgående blanding inneholdende carbonolje og kvartært salt.
Preparatet ifølge oppfinnelsen injiseres så, og en etter-følgende plugg bestående av en gelert oljeblanding av hydrocarbonolje og kvartært salt i i det vesentlige de samme forhold som anvendt til å begynne med, injiseres. Dette er nødvendig for å forhindre blanding av de siste deler av preparatet med en etterfølgende
væske eller lignende.
Slutten av den gelerte oljeblanding følges vanligvis av en "tørkeplugg" som følges av olje, vann eller lignende. Væsken som følger efter "tørkepluggen", anvendes for å'tvinge væskebestand-delene av preparatet inn i formasjonen og fører derved til å bringe polymeren og lignende i stilling rundt brønnborehullet for å danne en konsolidert hylse i sonen av interesse i kontakt med formasjonen. Ved utførelse av foreliggende oppfinnelse kan vann, olje eller lignende injiseres efter "tørkepluggen" for å tvinge et preparat inn i formasjonen inntil det tidspunkt da'polymeren og sanden har gått inn i formasjonen omkring brønnborehullet. Inntrengningen av preparatet i formasjonen omkring brønnborehullet indikeres av en plutselig økning i pumpetrykket som er nødvendig for å pumpe væske inn i brønnborehullet bak "tørkepluggen". Når trykkøkningen observeres, stanses pumpingen i tilstrekkelig tid til å tillate harpiksen å polymerisere.
Eventuelt føres så et bor, en skraper eller lignende ned i
, borehullet for å fjerne .overskudd av polymer og partikkelformig materiale fra innsiden av borehullet, og derefter er brønnen ferdig til igjen å settes i produksjon eller lignende.
De følgende eksempler vil gi enrmere fullstendig forklaring av oppfinnelsen og gi tilstrekkelige opplysninger til at fagfolk kan utføre oppfinnelsen.
Eksempel 1
Prøver av dieselolje ble gelert ved tilsetning av "SOLOID", fen modifisert cellulose omfattende et kvartært ammoniumsalt av cellulosesulfat) til nr. 1 dieselolje og blande dem ved den laveste hastighet i en Waring Blender inntil gelering intråtte. Oppslemninger ble så fremstilt med 125 ml gelert dieselolje, 300 g 40-60 mesh sand, 25 ml harpiks, 2,5 ml katalysator og 0,2 ml "SILANE A 1100" (Y-aminopropyltriethoxysilan). Alle fremstilte prøver ga godt pumpbare oppslemninger som kunne anvendes for sandregulerings-behandlinger i brønner.
Prøvene av oppslemningene ble helt i 22 mm diameter, 150 mm lange tygon-rør og herdet i. et vannbad ved 71°C over natten. Alle prøver fremstilt med "EPON 828" epoxyharpiks (et flytende aromatisk polyepoxyd omfattende et reaksjonsprodukt av bisfenol A og epiklor- hydrin) og "DETA" katalysator (diethy.lentriamin) herdet ikke. Øyensynlig grep "SOLOID" forstyrrende inn i polymerisasjonen av epoxyharpiksen og forhindret den fra å konsolidere sanden. Alle prøver som inneholdt 337. "DURE/, 7421A" harpiks (en enkeltkomponent-hydroxyaryl-aldehydharpiks fremstilt ved å omsette ved 60-70°C
500 g fenol, 40 g 37%-ig vandig oppløsning av formaldehyd og 25 g natriumhydroxyd oppløst i 25 g vann inntil formaldehydet var fullstendig bundet. Til denne blanding ble tilsatt 50 g resorcinol og 50 g 37%-ig vandig oppløsning av formaldehyd. Den erholdte blanding ble kokt under tilbakeløp og avvannet under vakuum til en viskositet på 3200 cP. Harpiksen ble så blandet med furfurylalkohol i et forhold på 1:2 volumdeler for å danne harpiks D) i furfurylalkohol og 50% vandig hypofosforsyrling herdet som vist nedenfor:
Disse data viser at de gelerte oljebaserte systemer med sure katalysatorer herder under dannelse av helt tilfredsstillende strukturer mens de basekatalyserte preparater herder ikke og er uegnet.
Dieselolje gelert med "SOLOID" bibeholder sin viskositet efter utsettelse for 71°C i minst 19 timer, men ved tilsetning av .1. vekt% 50%-ig vandig hypof osf orsyrling reduseres viskositeten betraktelig med tiden, hvilket ville tillatte lett opprensing av oljen efter behandlingen. Eksempelvis er den opprinnelige viskositet av 2% "SOLOID" i dieselolje med en 1% syre 47 cP ved værelsetemperatur målt med et Fann modell. 35 konsentrisk sylinder-rotasjons-viskosimeter ved 300 r/min. Efter herding ved 71°C i 6 timer var værelsetemperaturviskositeten av samme prøve 13 cP.
Den samme gelerte dieselolje med 2% "SOLOID" uten noe syre hadde
en begynnelsesviskositet på 36 cP og efter herding ved 71°C i 6 timer hadde den en viskositet på 84 cP ved værelsetemperatur.
Andre oljegeleringsmidler er blitt undersøkt med henblikk på
å suspendere sand og harpikser for behandling av brønner for å regulere formasjonsanddannelsen, men ble funnet å være uforlikelige. med harpiksene.
Eksempel 2
Ved et forsøk under anvendelse av "CAB-O-SIL" som gelerings-middel ble 125 ml gelert dieselolje, 300 g 40-60 mesh sand, 50 ml 80%-ig "DUREZ 7421A" harpiks i furfurylalkohol, 10 ml 12119 "DUREZ" katalysator og 0,2 ml "SILANE A1100" blandet. Straks efter tilsetning av "SILANE A1100" sprakk gelen, og oljen ville ikke suspendere sanden. Denne blanding kunne derfor ikke pumpes inn i et brønnborehull.
Ved et annet forsøk ble natriumpalmitat og natriumhydroxyd anvendt for å gelere dieseloljen. Oppslemningen ble blandet med 125 ml av den gelerte dieselolje, 300 g 40-60 mesh sand, 50 ml "Dowell's K70-K71" harpiks (fenolformaldehydharpiks), 3 ml 25%-ig vandig natriumhydroxyd og 0,2 ml "SILANE A 1100". "K70-K71" harpiksen ble tilsatt til slutt til denne oppslemning, og eftersom den ble tilsatt, sprakk gelen og gjorde oppslemningen upumpbar.
En annen oppslemning ble fremstilt under anvendelse av den samme gelerte dieselolje som ovenfor i hvilken 125 ml av den gelerte olje'ble blandet med 300 g 40-60 mesh sand, 25 ml 80%-ig "DUREZ 7421A" harpiks i furfurylalkohol, 1 ml "DUREZ 12119" katalysator og 0,2 ml "SILANE 1100". Gelen sprakk øyeblikkelig ved tilsetningen av harpiksen.
Ved et annet forsøk ble aluminiumstearat og natriumhydroxyd anvendt til å gelere dieseloljen. En oppslemning av 125 ml gelert dieselolje, 300 g 40-60 mesh sand, 25 ml 80%-ig "DUREZ 7421A" harpiks i furfurylalkohol, 1 ml "DUREZ 12119" katalysator og 0,2 ml "SILANE A1100" ble fremstilt. En annen oppslemning ble blandet under anvendelse av 125 ml gelert dieselolje, 300 g 40-60 mesh sand, 25 ml 33%-ig "7421A" harpiks i furfurylalkohol, 1 ml "DUREZ 12119" katalysator og 0,2 ml "SILANE A1100". Den gelerte dieselolje i disse oppslemninger bibeholdt sin viskositet slik at de var pump bare, og de ble herdet ved 49°C i 3 dager. Ingen av preparatene hadde noen målbar trykkfasthet. Aluminiumstearatsystemet for-styrret åpenbart den normale reaksjon av harpiksene.
Dieselolje gelert med "BAROGEL" ble også prøvet ved å blande 25 g "BAROGEL" i 75 ml dieselolje i en Waring Blender i 30 minutter,
tilsette 10 ml methanol og 725 ml dieselolje, å blande i ytterligere
30 minutter. Resultatet var en meget tykk, kons istensfettaktig
gel som måtte fortynnes med dieselolje for å gi en praktisk sand-reguleringsoppslemning. Et forsøk ble utført ved å tilsette 300 g 40-60 mesh sand til 100 ml av den gelerte dieselolje fortynnet med 25 ml dieselolje. Derpå ble 25 ml 80%-ig "DUREZ 7421A" harpiks i f urf ury lalkohol, 1 ml "DUREZ 12,119" katalysator og 0,2 ml "SILANE A1100" tilsatt til oppslemningen. Dette ga en pumpbar oppslemning, men efter .4 dagers herding ved 71°C hadde harpiksen ikke herdet. Øyensynlig grep "BAROGEL" forstyrrende inn i den normale reaksjon av harpiksen.
Videre forsøk på å få "BAROGEL" systemet til å virke førte også til at harpiksen ikke herdet. I et forsøk ble 300 ml dieselolje blandet med 25 ml "BAROGEL" og 5 ml methanol i 30 minutter i en Waring Blender. En oppslemning ble fremstilt med 100 ml av .den dannede gelerte dieseloljé fortynnet med 100 ml dieselolje til hvilken var tilsatt 300 g .40-60 mesh sand, 25 ml 80%-ig "DUREZ 7421A" harpiks i furfurylalkohol, 2 ml "DUREZ 12119" akselerator, og 0,2 ml "SILANE A1100". Denne oppslemning ble herdet ved 71°C i 4 dager med det samme resultat, selv om katalysatorkonsentrasjonen ble fordoblet.
Et annet forsøk ble gjort ved å blande 25 g "BAROGEL" og 300g dieselolje i Waring Blenderen i 30 minutter og derpå tilsette 5 ml methanol og 400 ml dieselolje. Dette ga en tynnere væske, men var fremdeles istand til å,suspendere sanden. Til 100 ml av denne gelerte dieselolje ble tilsatt 300 g 40-60 mesh sand, 25 ml 80%-ig "DUREZ 7421A" harpiks i furfurylalkohol, 2 ml "DUREZ 12119" kataly-. sator og 0,2 ml "SILANE A1100". Denne oppslemning ble også herdet ved 71°C i 4 dager, og harpiksen herdet heller ikke denne gang.
Disse forsøk viser at konvensjonelle oljegeleringsmidler
kan ikke anvendes sammen med harpiksene, katalysatorene eller koblingsmidlene (som "SILANE") som kreves for å fremstille en opp-
slemning som lett kan pumpes inn i en brønn bg bringes i kontakt med en underjordisk formasjon, hvor harpiksen under de tids-og temperaturbetingelser som vanligvis er tilstede, herdes under dannelse av et permeabelt konsolidert sandfilter som vil stanse formasjonsandbevegelse og tillate produksjon av formasjonsfluida. Preparatet ifølge oppfinnelsen er et effektivt middel til å oppnå dette når anvendt som beskrevet her.
Eksempel 3
1741 1 dieselolje og 14,61 kg "SOLOID" fortykker blandes inntil viskositeten er ca. 1000 cP ved en skjærhastighet på 10 sek for å danne en gelert olje. 946 1 av den gelerte olje får bli i blanderen mens de gjenværende 795 1 anbringes i en lagertank. 1247 kg 40-60 U.S. mesh sand blandes med de 946 1 gelert olje, 17,01 kg av en harpiks bestående av 33 vekt% fenolformaldehyd og 67 vekt% furfurylalkohol, 1,89 1 "SILANE A 1100" og 14,2 1 av en
50%-ig vandig oppløsning av hypofosforsyrling for å danne en injeksjonsblanding. Efter blanding i 10 minutter pumpes 477.1 gelert olje fra lagertanken inn i brønnen fulgt av injeksjonsblandingen, fulgt av 318 1 gelert olje fra lagertanken. Den
gelerte olje fortrenges av en "tørkeplugg" og følges av ugelert dieselolje. Ytterligere dieselolje injiseres for å fortrenge injeksjonsblandingen inn i formasjonen og pakke sanden tett mot formasjonen (indikert av en plutselig økning i det trykk som kreves for å pumpe dieseloljen). Pumpingen stanses så og harpiksen får lov til å herde. Et bor og skraper senkes så i brønnen, og overskudd av plast og sand fjernes fra innsiden av brønnbore-hullet.
Claims (27)
1. Fremgangsmåte for å regulere en uskikket formasjon ved at:
(a) der dannes en blanding bestående i det vesentlige av en syreherdbar flytende varmeherdbar harpiks, en i det vesentlige nøytral hydrocarbonolje, og en oljeo <p> pløselig sur katalysator, og
(b) blandingen bringes i kontakt med den uskikkede formasjon, karakterisert ved at der i blandingen (a) in-korporeres tilstrekkelig av et kvartært ammoniumsalt av cellulose-sulf at hvor en kvartær gruppe inneholder minst 16 carbonatomer, for å frembringe en minimums tilsynelatende viskositet i blandingen anbragt i kontakt med den uskikkede formasjon på minst 50 cP, men under 5000 cP ved temperaturen og trykket før anbringelsen,
og en tilsynelatende minimumsviskositet ved betingelsene på stedet av den uskikkede formasjon på minst 25 cP.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at blandingen av (a) også inneholder et findelt fast partikkelf ormig materiale i en mengde på 0,03 til 2,64 kg partikkelformig materiale pr. liter olje, og en effektiv mengde av et koblingsmiddel.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at der som cellulosesulfat anvendes i det vesentlige uspaltet cellulosesulfat.
4.. Fremgangsmåte ifølge krav 1-3,
karakterisert ved at der anvendes et cellulosesulfat som har en substitusjonsgrad på 2,0 eller høyere, idet cellulosesulfatet har en viskositet på 20 cP eller høyere ved 1,0 vekt% konsentrasjon i et vandig medium målt med et Brookfield Synchro-Lectric Viscometer, Model LVF ved 60 r/min og en temperatur på 25°C, idet cellulosesulfatet videre kjennetegnes ved at det er reaktivt overfor kaliumioner under dannelse av en termoreversibel gel.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1-4, karakterisert ved at harpiksen er valgt fra gruppen bestående av syreherdbare polyepoxyder, syreherdbare polyestere, fenoliske novolaker, hydroxyaryl-aldehyder, furaner, furfurylalkoholharpikser og syreherdbare polyurethaner.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1-5, karakterisert ved at den kvartære del av det kvartære salt av cellulose-sulf at inneholder:
(a) to langkjedede alkylgrupper som hver har 10-18 carbonatomer og to methylgrupper,
(b) tre methylgrupper sammen med en langkjedet alkylgruppe med 14-18 carbonatomer,
(c) to methylgrupper og en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer og en monocyclisk-aromatisk hydrocarbongruppe med 6-18 carbonatomer,
(d) to monocycliske aromatiske hydrocarbongrupper som hver inneholder 6-18 carbonatomer, en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer og en methylgruppe, eller
(e) en methylgruppe og tre langkjedede alkylgrupper hvor hver alkylgruppe har 8-18 carbonatomer.
7. Fremgangsmåte ved anbringelse av et syreherdbart polymermateriale med partikkelformig materiale anbragt deri, i kontakt med en underjordisk formasjon gjennomtrengt av et brønnborehull, karakterisert ved at fremgangsmåten består i det vesentlige i at:
(a) en i det vesentlige nøytral hydrocarbonolje blandes med et kvartært ammoniumsalt av cellulosesulfat for å danne en gelert blanding, idet den kvartære gruppe av det kvartære salt av cellulosesulfat inneholder minst 16 carbonatomer og saltet er tilstede i den gelerte oljeblanding i en mengde tilstrekkelig til å gi en minimums tilsynelatende viskositet i den gelerte oljeblanding på minst 50 cP, men under 5000 cP ved injeksjonstemperaturen og -trykket og en tilsynelatende minimumsviskositet ved betingelsene i bunnen av borehullet på minst 25 cP,
(b) en effektiv mengde av den nevnte blanding injiseres i forma-
.sjonen,
(c) en i det vesentlige nøytral hydrocarbonol je blandes med dej^ kvartære salt av cellulosesulfat, findelt fast partikkelholdig materiale i en mengde på fra 0,03 til 2,64 kg partikkelformig
syreherdbar,
materiale pr. liter olje, flytende varmeherdbar harpiks i en mengde fra 0,013 til 0,67 1 harpiks pr. dm 3 partikkelformig materiale for å danne et injeksjonspreparat,
(d) injeksjonspreparatet bringes i kontakt med formasjonen,
(e) en i det vesentlige nøytral hydrocarbonolje blandes med et kvartært ammoniumsalt av cellulosesulfat for å danne en annen gelert oljeblanding, idet den kvartære gruppe av det kvartære salt av cellulosesulfat inneholder minst 16 carbonatomer, og saltet er tilstedet i den annen gelerte oljeblanding i en mengde tilstrekkelig til å gi en minimums tilsynelatende viskositet i den annen gelerte oljeblanding på minst 50 cP, men under 5000 cP, ved injeksjonstemperaturen og -trykket, og en tilsynelatende minimumsviskositet ved betingelsene ved bunnen av hullet på minst 25 cP,
(f) en effektiv mengde av blandingen av- den gelerte olje fra trinn (e) injiseres i brønnborehullet.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at injeksjonspreparatet i (c) også inneholder en effektiv mengde av et koblingsmiddel.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert ved at cellulosesulfatet er et i det vesentlige uspaltet cellulosesulfat.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 7 eller 8, karakterisert "v ed at cellulosesulfatet har en substitusjonsgrad på 2,0 eller
høyere, at cellulosesulfatet har en viskositet på 20 cP eller høyere ved en 1,0 vekt% konsentrasjon i et vandig medium målt med et Brookfiled Synchro-Lectric Viscometer, Model LVF ved 60 r/min og en temperatur på 25°C, og at cellulosesulfatet dessuten er reaktivt med kaliumioner under dannelse av en termoreversibel gel.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 8, karakterisert ved at den kvartære del av det kvartære salt inneholder:
(a) to langkjedede alkylgrupper som hver har 10-18 carbonatomerj
og to methylgrupper,
(bj .tre methylgrupper sammen med en langkjedet alkylgruppe med 14-18 carbonatomer,
(c) to methylgrupper, en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer og en monocyclisk aromatisk hydrocarbongruppe med 6-18 carbonatomer,
(d) to monocycliske aromatiske hydrocarbongrupper hvor hver aromatisk gruppe inneholder 6-18 carbonatomer, og en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer og en methylgruppe, eller
(e) en methylgruppe og tre langkjedede alkylgrupper som hver inneholder 8-18 carbonatomer.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at fremgangsmåten i det vesentlige består av:
(a) en hydrocarbonolje blandes med et kvartært ammoniumsalt av et i det vesentlige uspaltet cellulosesulfat med en substitusjonsgrad på 2,0 eller høyere, hvilket cellulosesulfat har en viskositet på 20 cP eller høyere ved en 1,0 vekt% konsentrasjon i et vandig medium målt med et Brookfield Synchro-Lectric Viscometer, Model LVF ved 60 r/min og en temperatur på 25°C, hvilket cellulosesulfat dessuten er reaktivt med kaliumioner under dannelse av en termoreversibel gel, idet de kvartære grupper av saltet inneholder (1) to langkjedede alkylgrupper som hver har 10-18 carbonatomer, og to methylgrupper,
(2) tre methylgrupper sammen med en langkjedet alkylgruppe med 14-18 carbonatomer,
(3) to methylgrupper, en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer og en monocyclisk aromatisk hydrocarbongruppe med 6-18 carbonatomer,
(4) to monocycliske aromatiske hydrocarbongrupper som hver inneholder 6-18 carbonatomer, og en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer, og en methylgruppe, eller
(5) en methylgruppe og tre langkjedede alkylgrupper hvor hver
alkylgruppe inneholder 8-18 carbonatomer,
for å danne en gelert blanding,
idet det kvartære salt av cellulosesulfat er tilstede i den gelerte oljeblanding i en mengde tilstrekkelig til å gi en tilsynelatende viskositet i den gelerte oljeblanding på minst 50 cP, men under 5000 cP ved overflatebetingelsene, og en tilsynelatende viskositet i den gelerte oljeblanding ved betingelsene ved bunnen av hullet på minst 25 cP,
(b) at en effektiv mengde av den gelerte oljeblanding injiseres i'formasjonen,
(c) at len hydrocarbonolje med det kvartære salt blandes med findelt fast partikkelformig materiale i en mengde på 0,03 til 2,64 kg partikkelformig materiale pr. liter olje, og en syreherdbar, flytende, varmeherdbar harpiks i en mengde på 0,013-0,67 1/3 m 3 av partikkelformig materiale for å danne et injeksjonspreparat, idet det kvartære salt av cellulosesulfat er tilstede i preparatet i en mengde tilstrekkelig til å gi en tilsynelatende viskositet i preparatet på minst 50 cP, men under 5000 cP, ved overflatebetingelser, og en tilsynelatende viskositet i preparatet ved betingelsene ved bunnen av hullet på minst 25 cP,
(d) at preparatet bringes i kontakt med formasjonen,
(e) at en i det vesentlige nøytral hydrocarbonolje blandes med det kvartære ammoniumsalt av cellulosesulfat for å få en annen gelert oljeblanding, idet den kvartære gruppe av det kvartære salt av cellulosesulfat inneholder minst 16 carbonatomer, og salt er tilstede i den gelerte oljeblanding i en mengde tilstrekkelig til å gi en minimums tilsynelatende viskositet i den gelerte oljeblanding på minst 50 cP, men under 5000 cP, ved injeksjonstemperaturen og -trykket, og en tilsynelatende minimumsviskositet ved betingelsene ved bunnen av hullet på minst 25 cP, og
(f) at en effektiv mengde av den annen gelerte oljeblanding injiseres i brønnborehullet.
.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 7-12, karakterisert ved at den første gelerte oljeblanding injiseres i en mengde tilstrekkelig til å forhindre blanding av injeksjonspreparatet med fortynnende fluida før preparatet er anbragt i kontakt med formasjonen.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 7-13, karakterisert ved at den gelerte oljeblanding injiseres i en mengde tilstrekkelig til å forhindre blanding av injeksjonspreparatet med fortynnende, etterfølgende fluida.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 7-14, karakterisert v e ,d at den første gelerte oljeblanding inneholder en mengde av en oljeoppløselig syre tilstrekkelig til å føre til en redusert viskositet i den første gelerte oljeblanding på et ønsket tidspunkt efter injeksjon av den første gelerte oljeblanding i formasjonen.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 7-15, karakterisert ved at injeksjonspreparatet inneholder en utilstrekkelig mengde oljeoppløselig syre til fullstendig å herde harpiksene og hvor den annen gelerte oljeblanding inneholder en tilstrekkelig mengde olje-oppløselig syre til i det vesentlige fullstendig å herde harpiksene.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 7-16, karakterisert ved at injeksjonspreparatet under (c) inneholder en effektiv mengde av et koblingsmiddel og anbringes i kontakt med den underjordiske formasjon ved å injisere den første gelerte oljeblanding, fulgt av injeksjonspreparatet og straks derpå den annen gelerte oljeblanding, idet den annen gelerte oljeblanding etterfølges av et injeksjonsfluidum inntil en trykkøkning iakttaes hvorpå injeksjonen stanses inntil polymerisasjon av harpiksene er i det vesentlige fullstendig.
18. Preparat for å anbringe et syreherdbart polymermateriale med et partikkelformig materiale deri, i kontakt med en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av et brønnborehull, karakterisert ved at preparatet består i det vesentlige av:
(a) en i det vesentlige nøytral hydrocarbonolje,
(b) et kvartært ammoniumsalt av cellulosesulf.at, hvor den kvartære gruppe av det kvartære salt av cellulosesulfat inneholder minst 16 carbonatomer og saltet er tilstede i preparatet i en mengde tilstrekkelig til å gi en minimums tilsynelatende viskositet i preparatet på minst 50 cP, men under 5000 cP, ved injeksjonstemperaturen og -trykket og en tilsynelatende minimumsviskositet ved betingelsene i bunnen av hullet på minst 25 cP,
(c) findelt fast partikkelformig materiale i en mengde på 0,03-2,64 kg partikkelformig materiale pr. liter olje, og
(d) en syreherdbar flytende varmeherdbar harpiks i en mengde på
0,013-0,67 l/dm 3av det partikkelformige materiale.
19. Preparat ifølge krav 18, karakterisert ved at cellulosesulfatet er et i det vesentlige uspaltet cellulosesulfat, og hvor preparatet også inneholder en effektiv mengde av et koblingsmiddel.
20. Preparat ifølge krav 18 eller 19, karakterisert ved at cellulosesulfatet har en substitusjonsgrad på 2,0 eller høyere, idet cellulosesulfatet har en viskositet på 20 cP eller høyere ved 1,0 vekt% konsentrasjon i et vandig medium målt med et Brookfield Synchro-Lectric Viscometer, Model LVF ved 60 r/min og en temperatur på 25°C, idet cellulosesulfatet dessuten er reaktivt med kaliumioner under dannelse av en termoreversibel gel.
21. Preparat ifølge krav 18-20, karakterisert ved at den kvartære del av det kvartære salt inneholder:
(a) to langkjedede alkylgrupper som hver har 10-18 carbonatomer, og to methylgrupper,
(b) tre methylgrupper sammen med en langkjedet alkylgruppe med 14-18 carbonatomer,
(c) to methylgrupper, en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer og en monocyclisk aromatisk hydrocarbongruppe med 6-18 carbonatomer,
(d) to monocycliske aromatiske hydrocarbongrupper som hver har 6-18 carbonatomer, en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer og en methylgruppe, eller
(e) en methylgruppe og tre langkjedede alkylgrupper som hver har 8-18 carbonatomer.
22. Preparat ifølge krav 18, karakterisert ved at preparatet består i det vesentlige av:
(a) en i det vesentlige nøytral hydrocarbonolje,
(b) et kvartært ammoniumsalt av et i det vesentlige uspaltet
cellulosesulfat med en substitusjonsgrad på 2,0 eller høyere, idet cellulosesulfatet har en viskositet på 20 cP eller høyere
ved 1,0 vekt% konsentrasjon i et vandig medium målt med et Brookfield Synchro-Lectric Viscometer, Model LVF ved 60 r/min og en temperatur på 25°C, hvilket cellulosesulfat dessuten kan ' reagere med kaliumioner under,'dannelse av en termoreversibel gel, og hvor den kvartære gruppe, i saltet inneholder
(1) to langkjedede alkylgrupper som hver har 10-18 carbonatomer, og to methylgrupper,
(2) tre methylgrupper sammen med en langkjedet alkylgruppe med 14-18 carbonatomer,
(3) to methylgru <p> per, en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer, og en monocyclisk aromatisk hydrocarbongruppe med 6-18 carbonatomer,
(4) to monocycliske aromatiske hydrocarbongrupper som hver har 6-18 carbonatomer, en alkylgruppe med 12-18 carbonatomer, og en methylgruppe, eller
(5) en methylgruppe,.og tre langkjedede alkylgrupper som hver
har 8-18 carbonatomer,
idet det kvartære salt er tilstede i preparatet i en mengde til strekkelig til å gi en minimums tilsynelatende viskositet i preparatet på minst 50 cP, men under 5000 cP, ved 25°C og en atmos-fære, og en tilsynelatende viskositet i preparatet ved betingelsene ved bunnen av hullet på minst 25 cP,
(c) findelt fast partikkelformig materiale i en mengde fra 0,03 til 2,64 kg partikkelformig materiale pr. liter olje, og
(d) en syreherdbar flytende varmeherdbar harpiks i en mengde på 0,013 til 0,67 l/dm 3 av det partikkelformige materiale.
23. Preparat ifølge krav 18-22, karakterisert ved at harpiksen er valgt fra gruppen bestående av syreherdbare polyepoxyder, syreherdbare polyestere, fenoliske novolaker, hydroxy-ary 1-aldehyder, f uraner-, f urf ury lalkoholharpikser , og syreherdbare polyurethaner, og at preparatet også inneholder en effektiv mengde av et koblingsmiddel.
24. Preparat ifølge krav 23, karakterisert ved at harpiksen er valgt fra gruppen bestående av fenoliske novolaker, hydroxyaryl-aldehyder, furaner og furfurylharpikser.
25. Preparat ifølge krav 23 eller 24, karakterisert ved at harpiksen er tilstede i en mengde fra 0,13 til 0,27 liter harpiks pr. -dm 3 partikkelformig materiale.
26. Preparat ifølge krav 23-25, karakterisert ved at det kvartære salt av cellulosesulfat er tilstede i en mengde på 0,03 til 5,0 vekt%, beregnet på vekten av preparatet.
27. Preparat ifølge krav 18-26, karakterisert ved at koblingsmidlet er y-aminopropyltriethoxysilan, harpiksen er hydroxyaryl-aldehydharpiks, og det partikkelformige materiale er siliciumholdig sand.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US05/739,216 US4085801A (en) | 1976-11-05 | 1976-11-05 | Control of incompetent formations with thickened acid-settable resin compositions |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO773782L true NO773782L (no) | 1978-05-08 |
Family
ID=24971313
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO773782A NO773782L (no) | 1976-11-05 | 1977-11-04 | Regulering av uskikkede formasjoner med fortykkede syreherdbare harpikspreparater |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US4085801A (no) |
BE (1) | BE860501A (no) |
CA (1) | CA1086484A (no) |
DE (1) | DE2741590A1 (no) |
FR (1) | FR2398872A1 (no) |
GB (1) | GB1557132A (no) |
NL (1) | NL7712200A (no) |
NO (1) | NO773782L (no) |
Families Citing this family (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4856586A (en) * | 1988-06-02 | 1989-08-15 | Mobil Oil Corporation | Method for imparting selectivity to otherwise nonselective polymer profile control gels |
US6016870A (en) * | 1998-06-11 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean zones |
US6328106B1 (en) * | 1999-02-04 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing subterranean zones |
US7267171B2 (en) | 2002-01-08 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing the surface of a subterranean formation |
US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
US20040023818A1 (en) * | 2002-08-05 | 2004-02-05 | Nguyen Philip D. | Method and product for enhancing the clean-up of hydrocarbon-producing well |
US6776236B1 (en) | 2002-10-16 | 2004-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated formations |
US8278250B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US7114560B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation |
US7156194B2 (en) | 2003-08-26 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulate |
US7237609B2 (en) | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
US7345011B2 (en) * | 2003-10-14 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for mitigating the production of water from subterranean formations |
US7063150B2 (en) | 2003-11-25 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for preparing slurries of coated particulates |
US20050173116A1 (en) | 2004-02-10 | 2005-08-11 | Nguyen Philip D. | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back |
US7211547B2 (en) | 2004-03-03 | 2007-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications |
US7063151B2 (en) * | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
US7541318B2 (en) | 2004-05-26 | 2009-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the-fly preparation of proppant and its use in subterranean operations |
US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
US7255169B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
US7281580B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
US7757768B2 (en) | 2004-10-08 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations |
US7281581B2 (en) | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US7273099B2 (en) | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
US7398825B2 (en) | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
US7334635B2 (en) | 2005-01-14 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing subterranean wells |
US7334636B2 (en) | 2005-02-08 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam |
US7318473B2 (en) | 2005-03-07 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to maintaining the structural integrity of deviated well bores |
US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
US7448451B2 (en) | 2005-03-29 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
US7500521B2 (en) | 2006-07-06 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3209826A (en) * | 1963-02-25 | 1965-10-05 | Halliburton Co | Sand consolidation method |
US3391738A (en) * | 1965-11-05 | 1968-07-09 | Continental Oil Co | Consolidating incompetent water-containing subterranean formations |
US3285339A (en) * | 1966-01-18 | 1966-11-15 | Continental Oil Co | Method for consolidating incompetent earth formations |
US3378071A (en) * | 1966-02-10 | 1968-04-16 | Continental Oil Co | Method for consolidating incompetent subterranean formations |
US3404735A (en) * | 1966-11-01 | 1968-10-08 | Halliburton Co | Sand control method |
US3692116A (en) * | 1971-06-01 | 1972-09-19 | Continental Oil Co | Control of incompetent formations |
US3726796A (en) * | 1971-06-03 | 1973-04-10 | Kelco Co | Drilling fluid and method |
US3759327A (en) * | 1972-01-07 | 1973-09-18 | Halliburton Co | Internally catalyzed well consolidation method |
US3776311A (en) * | 1972-09-25 | 1973-12-04 | Halliburton Co | Method of controlling loose sands and the like |
US3976135A (en) * | 1972-10-02 | 1976-08-24 | Halliburton Company | Method of forming a highly permeable solid mass in a subterranean formation |
-
1976
- 1976-11-05 US US05/739,216 patent/US4085801A/en not_active Expired - Lifetime
-
1977
- 1977-07-14 US US05/815,623 patent/US4110275A/en not_active Expired - Lifetime
- 1977-09-01 CA CA285,984A patent/CA1086484A/en not_active Expired
- 1977-09-15 DE DE19772741590 patent/DE2741590A1/de not_active Withdrawn
- 1977-11-04 NO NO773782A patent/NO773782L/no unknown
- 1977-11-04 FR FR7733242A patent/FR2398872A1/fr active Granted
- 1977-11-04 BE BE182361A patent/BE860501A/xx unknown
- 1977-11-04 NL NL7712200A patent/NL7712200A/xx not_active Application Discontinuation
- 1977-11-04 GB GB46078/77A patent/GB1557132A/en not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NL7712200A (nl) | 1978-05-09 |
GB1557132A (en) | 1979-12-05 |
US4085801A (en) | 1978-04-25 |
FR2398872A1 (fr) | 1979-02-23 |
FR2398872B3 (no) | 1980-08-01 |
US4110275A (en) | 1978-08-29 |
BE860501A (fr) | 1978-05-05 |
CA1086484A (en) | 1980-09-30 |
DE2741590A1 (de) | 1978-05-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO773782L (no) | Regulering av uskikkede formasjoner med fortykkede syreherdbare harpikspreparater | |
US3760881A (en) | Treatment of wells with fluids containing complexes | |
US4137182A (en) | Process for fracturing well formations using aqueous gels | |
US3123138A (en) | robichaux | |
US3416604A (en) | Epoxy resin grouting fluid and method for stabilizing earth formations | |
US4800960A (en) | Consolidatable gravel pack method | |
US6705400B1 (en) | Methods and compositions for forming subterranean fractures containing resilient proppant packs | |
US4101474A (en) | Aqueous based epoxy slurry for forming a consolidated gravel pack | |
US4276935A (en) | Treatment of subsurface gas-bearing formations to reduce water production therefrom | |
US4105618A (en) | Control of incompetent formations with thickened compositions containing base-settable resin | |
US3815680A (en) | Method for fracturing and propping unconsolidated and dilatant subterranean formations | |
US3215087A (en) | Gas lift system | |
AU658744B2 (en) | Methods of fracture acidizing subterranean formations | |
EP0819833A2 (en) | Particulate-containing well treatment fluid | |
WO1998012416A1 (en) | Control of proppant flowback in hydraulically fractured wells | |
US4193453A (en) | Method for consolidating sand or water control in subterranean formations | |
CA2206283A1 (en) | Formulation for creating a pliable resin plug | |
US2965172A (en) | Fracturing formations in wells | |
US2345611A (en) | Process for plugging formations | |
US4487867A (en) | Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation | |
US3724552A (en) | Well treating method to remove paraffin deposition | |
Simjoo et al. | Polyacrylamide gel polymer as water shut-off system: preparation and investigation of physical and chemical properties in one of the Iranian oil reservoirs conditions | |
US3370650A (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
US20160319184A1 (en) | Degradable Reticulated Foam Particulates for Use in Forming Highly Conductive Proppant Packs | |
US2236147A (en) | Process for plugging formations |