RU2017104290A - Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла и способ его использования - Google Patents

Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла и способ его использования Download PDF

Info

Publication number
RU2017104290A
RU2017104290A RU2017104290A RU2017104290A RU2017104290A RU 2017104290 A RU2017104290 A RU 2017104290A RU 2017104290 A RU2017104290 A RU 2017104290A RU 2017104290 A RU2017104290 A RU 2017104290A RU 2017104290 A RU2017104290 A RU 2017104290A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composite material
material according
indicator
metal oxide
formation
Prior art date
Application number
RU2017104290A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2667165C2 (ru
RU2017104290A3 (ru
Inventor
Д.В. Сатянараяна ГУПТА
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2017104290A3 publication Critical patent/RU2017104290A3/ru
Publication of RU2017104290A publication Critical patent/RU2017104290A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2667165C2 publication Critical patent/RU2667165C2/ru

Links

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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805—Coated proppants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B35/00—Shaped ceramic products characterised by their composition; Ceramics compositions; Processing powders of inorganic compounds preparatory to the manufacturing of ceramic products
    • C04B35/622—Forming processes; Processing powders of inorganic compounds preparatory to the manufacturing of ceramic products
    • C04B35/626—Preparing or treating the powders individually or as batches ; preparing or treating macroscopic reinforcing agents for ceramic products, e.g. fibres; mechanical aspects section B
    • C04B35/628—Coating the powders or the macroscopic reinforcing agents
    • C04B35/62802—Powder coating materials
    • C04B35/62805—Oxide ceramics
    • C04B35/62807—Silica or silicates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B35/00—Shaped ceramic products characterised by their composition; Ceramics compositions; Processing powders of inorganic compounds preparatory to the manufacturing of ceramic products
    • C04B35/622—Forming processes; Processing powders of inorganic compounds preparatory to the manufacturing of ceramic products
    • C04B35/626—Preparing or treating the powders individually or as batches ; preparing or treating macroscopic reinforcing agents for ceramic products, e.g. fibres; mechanical aspects section B
    • C04B35/628—Coating the powders or the macroscopic reinforcing agents
    • C04B35/62802—Powder coating materials
    • C04B35/62805—Oxide ceramics
    • C04B35/62813—Alumina or aluminates
    • 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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
    • 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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • 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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/605—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing biocides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/04—Gravelling of wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • 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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2235/00—Aspects relating to ceramic starting mixtures or sintered ceramic products
    • C04B2235/02—Composition of constituents of the starting material or of secondary phases of the final product
    • C04B2235/50—Constituents or additives of the starting mixture chosen for their shape or used because of their shape or their physical appearance
    • C04B2235/54—Particle size related information
    • C04B2235/5409—Particle size related information expressed by specific surface values
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2235/00—Aspects relating to ceramic starting mixtures or sintered ceramic products
    • C04B2235/02—Composition of constituents of the starting material or of secondary phases of the final product
    • C04B2235/50—Constituents or additives of the starting mixture chosen for their shape or used because of their shape or their physical appearance
    • C04B2235/54—Particle size related information
    • C04B2235/5418—Particle size related information expressed by the size of the particles or aggregates thereof
    • C04B2235/5427—Particle size related information expressed by the size of the particles or aggregates thereof millimeter or submillimeter sized, i.e. larger than 0,1 mm
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/32—Anticorrosion additives

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Chemically Coating (AREA)
  • Other Surface Treatments For Metallic Materials (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
  • Molds, Cores, And Manufacturing Methods Thereof (AREA)
  • Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)

Claims (47)

1. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризующийся тем, что он содержит:
(a) термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем:
(i) площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г;
(ii) диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм; и
(b) реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.
2. Композиционный материал по п. 1, отличающийся тем, что толщина покрытия из оксида металла, нанесенного на ядро, составляет 1 до 25 процентов от общего диаметра термообработанной подложки.
3. Композиционный материал по п. 1 или 2, отличающийся тем, что количество реагента и/или индикатора для обработки скважины, нанесенного на оксид металла, составляет 5 до 50 весовых процентов, в расчете на общий вес композиционного материала.
4. Композиционный материал по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что оксид металла является пористым.
5. Композиционный материал по п. 4, отличающийся тем, что объем пор пористого оксида металла составляет от 0,01 до 0,10 г/см3.
6. Композиционный материал по п. 4 или 5, отличающийся тем, что по меньшей мере часть реагента и/или индикатора для обработки скважины поглощается внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла.
7. Композиционный материал по любому из пп. 1-6, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины инкапсулирован или иммобилизован в проницаемой полимерной матрице.
8. Композиционный материал по п. 7, отличающийся тем, что полимер полимерной матрицы представляет собой пластик, жидкокристаллический полимер или крахмал.
9. Композиционный материал по п. 7 или 8, отличающийся тем, что полимер полимерной матрицы представляет собой полипропилен, полиэтилен, полиэтилен высокой плотности, полипропилен высокой плотности, полиэтилентерефталат, полиамид, акрил, полибутилен, поликарбонат, полиэфир, полистирол, полиуретан, поливинилхлорид, поликапролактон, полибутилентерефталат, поливиниловый спирт, полимер молочной кислоты, полигликолид, полиэфирный амид, полиимид, акрилонитрил-бутадиен-стирол, акрилонитрил-стирол-акрилат, полиоксиметилен, полибутилен, полиизобутилен, поливинилбутираль, эпихлоргидриновый каучук, нитриловый эластомер, нитриловый каучук, полиэфиркетон, полиэфирэфиркетон, полиэфиркетонкетон, полиметилметакрилат, полиэтиленоксид, полифениленоксид, полисульфон, полиэфирсульфон, полимочевину, хлорированный полиэтилен, этиленхлорфтороэтилен, тетрафторэтиленперфторпропилен, перфторалкоксил, силиконовый каучук, лигнин, хитин, парафин, их гидрофобно/гидрофильно модифицированные или сшитые производные или их смеси.
10. Композиционный материал по любому из пп. 1-9, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины находится внутри матрицы.
11. Композиционный материал по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощен поверхностью оксида металла.
12. Композиционный материал по любому из пп. 1-11, отличающийся тем, что оксид металла дополнительно содержит диоксид кремния.
13. Композиционный материал по любому из пп. 1-12, отличающийся тем, что оксид металла представляет собой оксид алюминия.
14. Композиционный материал по п. 13, отличающийся тем, что оксид алюминия представляет собой альфа-оксид алюминия, тета-оксид алюминия, дельта-оксид алюминия, гамма-оксид алюминия, хи-оксид алюминия и каппа-оксид алюминия и их смеси.
15. Композиционный материал по любому из пп. 1-14, отличающийся тем, что термообработанную подложку получают нанесением пористого оксида металла на ядро при температуре спекания, превышающей или равной 1200°С.
16. Композиционный материал п. 15, отличающийся тем, что термообработанную подложку получают нанесением пористого оксида металла на ядро при температуре спекания, превышающей или равной 1400°С.
17. Композиционный материал по любому из пп. 1-16, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины растворим в воде.
18. Композиционный материал по любому из пп. 1-16, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины растворим в углеводороде.
19. Композиционный материал по любому из пп. 1-18, отличающийся тем, что реагент и/или индикатор для обработки скважины выбирается из группы, состоящей из ингибиторов солевых отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафина, ингибиторов соли, ингибиторов образования гидратов газа, ингибиторов асфальтена, раскислителей, биоцидов, пенообразователей, деэмульгаторов, поверхностно-активных веществ и их смесей.
20. Композиционный материал по любому из пп. 1-19, отличающийся тем, что индикатор представляет собой краситель, газ, кислоту или ее соль, способное к ионизации соединение, радиоактивный материал, изотоп, генетически или биологически закодированный материал, микроорганизм, минерал, синтетическое или природное соединение с высоким молекулярным весом или полимер, хелатное соединение или его соль, или их смеси.
21. Композиционный материал по п. 20, отличающийся тем, что индикатор представляет собой краситель, выбранный из группы, состоящей из феноксазоновых красителей, флюоресцеиновых пиридиниевых, бетаиновых красителей, сольватохромных красителей, красителей Oregon Green, Cascade Blue, желтый Lucifer, Auramine О, тетраметилродамина, пиранина, сульфородамина, гидроксикумарина, полисульфнонатных пиренов, цианинов, гидроксиламинов, нейтрального красного и акридинового оранжевого и их смесей.
22. Композиционный материал по п. 20, отличающийся тем, что индикатор представляет собой гелий или диоксид углерода.
23. Композиционный материал по п. 20, отличающийся тем, что индикатор представляет собой пикриновую кислоту или ее соль, салициловую кислоту или ее соль, олигонуклеотид или перфторированный углеводород или их смесь.
24. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризующийся тем, что он содержит:
(a) термообработанную подложку, содержащую (i) достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и (ii) оксид металла по меньшей мере частично, нанесенный на ядро;
(b) реагент и/или индикатор для обработки скважины, поглощенный внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла на термообработанной подложке, причем реагент и/или индикатор для обработки скважины способен непрерывно высвобождаться в течение длительного периода времени в пластовой жидкости, содержащейся в подземном пласте.
25. Композиционный материал по п. 24, отличающийся тем, что площадь поверхности термообработанного оксида металла составляет от 1 до 10 м2/г и/или слой термообработанного оксида металла составляет от 0,1 до 3 мм.
26. Композиционный материал по п. 25, отличающийся тем, что оксид металла является пористым и объем пор пористого оксида металла составляет от 0,01 до 0,10 см3/г.
27. Композиционный материал по любому из пп. 24-26, отличающийся тем, что оксид металла на термообработанной подложке представляет собой оксид алюминия.
28. Композиционный материал по любому из пп. 24-27, отличающийся тем, что пористость и проницаемость пористого оксида металла в термообработанной подложке такова, что реагент и/или индикатор для обработки скважины поглощается внутрипоровым пространством покрытия из оксида металла.
29. Композиционный материал по любому из пп. 1-28, отличающийся тем, что ядро содержит от 1 до 99% по весу композиционного материала.
30. Композиционный материал по любому из предшествующих пп. 1-29, отличающийся тем, что ядро выбрано из группы, состоящей из: диоксида кремния, кварца, песка, стекла, керамических шариков, фрагментов ореховой скорлупы, алюминиевых окатышей, нейлоновых шариков, покрытого смолой песка, синтетических и органических частиц, стеклянных микросфер, спеченного боксита, ультралегких частиц с кажущимся удельным весом (ASG), меньшим или равным 2,45, или их смеси.
31. Композиционный материал по любому из пп. 1-30, отличающийся тем, что кажущийся удельный вес (ASG) ядра превышает 2,65.
32. Способ обработки скважины в пробуренном пласте подземной формации, который включает закачку в пласт скважинного флюида для обработки пласта, содержащего композиционный материал по любому из пп. 1-31.
33. Способ по п. 32, включает воздействие на пласт гидравлическим разрывом путем закачки скважинного флюида для обработки пласта в пласт под давлением, достаточном для инициирования или увеличения трещиноватости.
34. Способ по п. 32 или 33, дополнительно включающий подачу в пласт после того, как по меньшей мере часть реагента и/или индикатора для обработки скважины израсходуется в композиционном материале, реагента и/или индикатора для обработки скважины для того, чтобы восстановить или реактивировать пористый оксид металла термообработанной подложки.
35. Способ по любому из пп. 32-34, дополнительно включающий: введение второго реагента и/или индикатора для обработки скважины в пласт после того, как по меньшей мере часть реагента и/или индикатора для обработки скважины в пористом оксиде металла на композиционном материале была израсходована; причем второй реагент и/или индикатор для обработки скважины отличается от реагента и/или индикатора для обработки скважины, нанесенного на композиционный материал.
36. Способ интенсификации скважины в пробуренном пласте подземной формации, который включает закачку в пласт скважинного флюида для обработки пласта, содержащего композиционный материал по любому из пп. 1-31.
37. Способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента и/или индикатора для обработки скважины в подземной формации или пласте путем введения в формацию или пласт композиционного материала по любому из пп. 1-31, в котором реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный по меньшей мере на часть оксида металла термообработанной подложки, имеет срок службы, исходя из одного сеанса обработки по меньшей мере шесть месяцев.
38. Способ борьбы с пескопроявлением в пробуренном пласте подземной формации, включающий:
подачу в пласт суспензии композиционного материала по любому из пп. 1-31 и жидкости-носителя;
размещение композиционного материала в прилегающей подземной формации для формирования флюидопроницаемого фильтра, способного снижать или в значительной степени предотвращать прохождение частиц породы из подземной формации в продуктивный пласт, позволяя проход пластовых флюидов из подземной формации в пласт.
39. Способ по п. 38, дополнительно содержащий размещение сетчатого фильтра, предварительно заполненного композиционным материалом, в пласте.
RU2017104290A 2014-07-23 2015-07-15 Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования RU2667165C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201462028151P 2014-07-23 2014-07-23
US62/028,151 2014-07-23
PCT/US2015/040519 WO2016014310A1 (en) 2014-07-23 2015-07-15 Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017104290A3 RU2017104290A3 (ru) 2018-08-30
RU2017104290A true RU2017104290A (ru) 2018-08-30
RU2667165C2 RU2667165C2 (ru) 2018-09-17

Family

ID=53762372

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017104290A RU2667165C2 (ru) 2014-07-23 2015-07-15 Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования

Country Status (12)

Country Link
US (1) US10400159B2 (ru)
EP (1) EP3186331B1 (ru)
CN (1) CN106715639A (ru)
BR (1) BR112017001295A2 (ru)
CA (1) CA2955926C (ru)
HU (1) HUE058857T2 (ru)
MX (1) MX2017000875A (ru)
NO (1) NO20170207A1 (ru)
PL (1) PL3186331T3 (ru)
RU (1) RU2667165C2 (ru)
SA (1) SA517380774B1 (ru)
WO (1) WO2016014310A1 (ru)

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9976070B2 (en) 2010-07-19 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
US10822536B2 (en) 2010-07-19 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well
US10844270B2 (en) 2013-09-17 2020-11-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of enhancing stability of cement slurries in well cementing operations
US10822917B2 (en) 2013-09-17 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of cementing a well using delayed hydratable polymeric viscosifying agents
US10287865B2 (en) 2014-05-19 2019-05-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation
CN106715639A (zh) 2014-07-23 2017-05-24 贝克休斯公司 包含粘附到涂有金属氧化物的芯的煅烧过的基底上的井处理剂和/或示踪剂的复合材料以及该复合材料的使用方法
US9656237B2 (en) 2014-07-31 2017-05-23 Baker Hughes Incorporated Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites
US10280737B2 (en) 2015-06-15 2019-05-07 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of using carbon quantum dots to enhance productivity of fluids from wells
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents
US10413966B2 (en) 2016-06-20 2019-09-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same
US10190041B2 (en) 2016-08-02 2019-01-29 University Of Utah Research Foundation Encapsulated porous proppant
US10145217B2 (en) 2016-10-03 2018-12-04 Saudi Arabian Oil Company Chemical attenuator sleeve
US11254861B2 (en) 2017-07-13 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same
US12060523B2 (en) 2017-07-13 2024-08-13 Baker Hughes Holdings Llc Method of introducing oil-soluble well treatment agent into a well or subterranean formation
CN109667574B (zh) * 2017-10-13 2022-07-22 中国石油化工股份有限公司 一种多段压裂用金属离子示踪剂及其应用
EP3704206A1 (en) 2017-11-03 2020-09-09 Baker Hughes Holdings Llc Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents
CA3090866C (en) 2018-04-27 2022-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Polyamine polyethers as nonemulsifier components
US11028309B2 (en) 2019-02-08 2021-06-08 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using resin coated sized particulates as spacer fluid
US10961444B1 (en) 2019-11-01 2021-03-30 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation
CN110872509B (zh) * 2019-11-29 2020-08-21 西南石油大学 一种用于有水气藏的智能控水导气颗粒及制备方法和应用
CN111154477B (zh) * 2020-02-03 2020-07-31 西南石油大学 一种对储层无伤害的高效缓速固体酸体系
CN111364964B (zh) * 2020-02-03 2020-09-25 西南石油大学 一种固体缓速酸的注入方法
US11827851B2 (en) * 2020-07-20 2023-11-28 Board Of Regents, The University Of Texas System Tracer eluting proppants for hydraulic fracturing
CN112031724B (zh) * 2020-07-31 2022-06-24 中国地质大学（武汉） 一种煤层气井水力压裂裂缝的观测方法
US11725139B2 (en) 2021-12-13 2023-08-15 Saudi Arabian Oil Company Manipulating hydrophilicity of conventional dye molecules for water tracer applications
US11999855B2 (en) 2021-12-13 2024-06-04 Saudi Arabian Oil Company Fluorescent dye molecules having hydrophilicity and hydrophobicity for tracer applications
US12000278B2 (en) 2021-12-16 2024-06-04 Saudi Arabian Oil Company Determining oil and water production rates in multiple production zones from a single production well
NO20220527A1 (en) * 2022-05-06 2023-11-07 Inst Energiteknik Polymer Vessels for Long Term Stable Release of Tracer
US12037893B2 (en) 2022-07-27 2024-07-16 Saudi Arabian Oil Company Oil, gas and water well tracers with tunable release profile

Family Cites Families (108)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1570537A (en) 1924-03-27 1926-01-19 Celite Company Absorbent material and process of making same
US2378155A (en) 1943-03-24 1945-06-12 Aluminum Co Of America Treatment of adsorbent alumina
US3179170A (en) 1960-05-11 1965-04-20 Dow Chemical Co Method of treating wells
US3283817A (en) 1964-01-03 1966-11-08 Phillips Petroleum Co Method and composition for treating formations penetrated by wells
US3782469A (en) 1972-05-25 1974-01-01 Cities Service Oil Co Formation and wellbore scale prevention
CA1023239A (en) 1973-05-01 1977-12-27 Leroy L. Carney Water-in-oil emulsions and emulsifiers for preparing the same
US3850248A (en) 1973-11-19 1974-11-26 Halliburton Co Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement
FR2299911A1 (fr) 1975-02-04 1976-09-03 Kali Chemie Ag Procede de fabrication de particules spheriques contenant de l'alumine et produits obtenus
US4109721A (en) 1977-09-12 1978-08-29 Mobil Oil Corporation Method of proppant placement in hydraulic fracturing treatment
US4352741A (en) 1977-11-15 1982-10-05 Pfizer Inc. Xanthomonas biopolymer for use in displacement of oil from partially depleted reservoirs
US5212143A (en) 1978-08-28 1993-05-18 Torobin Leonard B Hollow porous microspheres made from dispersed particle compositions
US4264329A (en) 1979-04-27 1981-04-28 Cities Service Company Tracing flow of fluids
US4390456A (en) 1979-08-08 1983-06-28 W. R. Grace & Co. Spheroidal alumina particles and catalysts employing the particles as a support
GB8331546D0 (en) 1983-11-25 1984-01-04 Exxon Research Engineering Co Polymeric compositions
US4552591A (en) 1984-05-15 1985-11-12 Petrolite Corporation Oil field biocide composition
US4582131A (en) 1984-09-26 1986-04-15 Hughes Tool Company Submersible chemical injection pump
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
US4738897A (en) 1985-02-27 1988-04-19 Exxon Chemical Patents Inc. Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid
US4986353A (en) 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Placement process for oil field chemicals
US4905762A (en) 1988-12-30 1990-03-06 Union Oil Company Of California Inhibiting wax deposition from a wax-containing oil
US5102558A (en) 1989-12-14 1992-04-07 Exxon Research And Engineering Company Encapsulated breaker chemical
US5187011A (en) 1989-12-04 1993-02-16 Exxon Research And Engineering Company Composition comprising encapsulated substrate with thermoplastic polymer overcoating
US5224543A (en) 1991-08-30 1993-07-06 Union Oil Company Of California Use of scale inhibitors in hydraulic fracture fluids to prevent scale build-up
US5217074A (en) 1991-10-29 1993-06-08 Exxon Chemical Patents Inc. Method of fracturing formations
US5922652A (en) 1992-05-05 1999-07-13 Procter & Gamble Microencapsulated oil field chemicals
DE69426970T2 (de) 1993-11-27 2001-09-13 Aea Technology Plc, Didcot Verfahren zur Behandlung einer Ölquelle
GB9503949D0 (en) 1995-02-28 1995-04-19 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
US6209643B1 (en) 1995-03-29 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals
US5741758A (en) 1995-10-13 1998-04-21 Bj Services Company, U.S.A. Method for controlling gas hydrates in fluid mixtures
US5758725A (en) 1996-05-06 1998-06-02 Streetman; Foy Method and device for enhancing oil and gas flow in a well
GB9611422D0 (en) 1996-05-31 1996-08-07 Bp Exploration Operating Coated scale inhibitors
US6364018B1 (en) 1996-11-27 2002-04-02 Bj Services Company Lightweight methods and compositions for well treating
US6059034A (en) 1996-11-27 2000-05-09 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US6330916B1 (en) 1996-11-27 2001-12-18 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US20050028979A1 (en) 1996-11-27 2005-02-10 Brannon Harold Dean Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications
US7426961B2 (en) 2002-09-03 2008-09-23 Bj Services Company Method of treating subterranean formations with porous particulate materials
GB9800942D0 (en) 1998-01-17 1998-03-11 Aea Technology Plc Well treatment
GB9808490D0 (en) 1998-04-22 1998-06-17 Aea Technology Plc Well treatment for water restriction
US6025302A (en) 1998-05-18 2000-02-15 Bj Services Company Quaternized polyether amines as gas hydrate inhibitors
NL1009356C2 (nl) 1998-06-09 1999-12-10 Cooperatie Cosun U A Werkwijze voor het voorkomen van afzetting bij de winning van olie.
GB9818778D0 (en) 1998-08-28 1998-10-21 Crosfield Joseph & Sons Particulate carrier for biocide formulations
US6209646B1 (en) 1999-04-21 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling the release of chemical additives in well treating fluids
US6279656B1 (en) 1999-11-03 2001-08-28 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
US6444316B1 (en) 2000-05-05 2002-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods
US7196040B2 (en) 2000-06-06 2007-03-27 T R Oil Services Limited Microcapsule well treatment
US6866797B1 (en) 2000-08-03 2005-03-15 Bj Services Company Corrosion inhibitors and methods of use
US6439310B1 (en) 2000-09-15 2002-08-27 Scott, Iii George L. Real-time reservoir fracturing process
GB0028269D0 (en) 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
GB0028264D0 (en) 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
GB0108086D0 (en) 2001-03-30 2001-05-23 Norske Stats Oljeselskap Method
GB0112343D0 (en) 2001-05-21 2001-07-11 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
US7140438B2 (en) 2003-08-14 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications
US6723683B2 (en) 2001-08-07 2004-04-20 National Starch And Chemical Investment Holding Corporation Compositions for controlled release
US20080287324A1 (en) 2002-03-01 2008-11-20 Cesi Chemical, Inc., A Flotek Company Process for well cleaning
US7028776B2 (en) 2002-03-13 2006-04-18 Bj Services Company Methods for the inhibition of salt blockages in oil and gas wells
WO2004057152A1 (en) 2002-12-19 2004-07-08 Schlumberger Canada Limited Method for providing treatment chemicals in a subterranean well
WO2005021147A2 (en) 2003-02-06 2005-03-10 William Marsh Rice University High strength polycrystalline ceramic spheres
US7135231B1 (en) 2003-07-01 2006-11-14 Fairmont Minerals, Ltd. Process for incremental coating of proppants for hydraulic fracturing and proppants produced therefrom
US7871702B2 (en) 2003-07-30 2011-01-18 Halliburton Energy Services, Inc. Particulates comprising silica and alumina, and methods of utilizing these particulates in subterranean applications
US20050028976A1 (en) 2003-08-05 2005-02-10 Nguyen Philip D. Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates
US20060065396A1 (en) 2004-08-13 2006-03-30 Dawson Jeffrey C Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use
US8858860B2 (en) 2004-11-02 2014-10-14 Halliburton Energy Services, Inc. Biodegradable retarder for cementing applications
US7491682B2 (en) 2004-12-15 2009-02-17 Bj Services Company Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales
US7322411B2 (en) 2005-01-12 2008-01-29 Bj Services Company Method of stimulating oil and gas wells using deformable proppants
US8012533B2 (en) 2005-02-04 2011-09-06 Oxane Materials, Inc. Composition and method for making a proppant
BRPI0606548A2 (pt) 2005-02-04 2009-06-30 Oxane Materials Inc propante, método para produzir um propante, formulação de propante, método para preencher e suportar frações abertas de formações subterráneas e método para tratar uma zona subterránea produtora
EP1861210A2 (en) 2005-03-01 2007-12-05 Carbo Ceramics Inc. Methods for producing sintered particles from a slurry of an alumina-containing raw material
US20060223713A1 (en) 2005-04-05 2006-10-05 Bj Services Company Method of completing a well with hydrate inhibitors
US20060272816A1 (en) 2005-06-02 2006-12-07 Willberg Dean M Proppants Useful for Prevention of Scale Deposition
US7658226B2 (en) 2005-11-02 2010-02-09 Schlumberger Technology Corporation Method of monitoring fluid placement during stimulation treatments
US7598209B2 (en) 2006-01-26 2009-10-06 Bj Services Company Porous composites containing hydrocarbon-soluble well treatment agents and methods for using the same
US7931087B2 (en) 2006-03-08 2011-04-26 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using lightweight polyamide particulates
US7494711B2 (en) 2006-03-08 2009-02-24 Bj Services Company Coated plastic beads and methods of using same to treat a wellbore or subterranean formation
US8567503B2 (en) 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US8567504B2 (en) 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US20090291861A1 (en) 2006-08-07 2009-11-26 Christopher Alan Sawdon Wellbore fluid
CA2661799A1 (en) 2006-08-30 2008-03-06 Carbo Ceramics Inc. Low bulk density proppant and methods for producing the same
US8562900B2 (en) 2006-09-01 2013-10-22 Imerys Method of manufacturing and using rod-shaped proppants and anti-flowback additives
US8183184B2 (en) 2006-09-05 2012-05-22 University Of Kansas Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications
US7624743B2 (en) 2006-09-14 2009-12-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for thermally treating a conduit used for hydrocarbon production or transmission to help remove paraffin wax buildup
US7490667B2 (en) 2006-10-02 2009-02-17 Fairmount Minerals, Inc. Proppants with soluble composite coatings
RU2344155C2 (ru) 2006-12-27 2009-01-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Проппант на основе алюмосиликатов, способ его получения и способ его применения
US7918281B2 (en) 2007-03-06 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition
US20080217012A1 (en) 2007-03-08 2008-09-11 Bj Services Company Gelled emulsions and methods of using the same
CA2684233A1 (en) * 2007-03-12 2008-09-18 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. High strength ceramic elements and methods for making and using the same
US7737091B2 (en) 2007-08-28 2010-06-15 Imerys Proppants and anti-flowback additives made from sillimanite minerals, methods of manufacture, and methods of use
US20090131285A1 (en) 2007-11-16 2009-05-21 Xiaolan Wang Method of treating subterranean formations by in-situ hydrolysis of organic acid esters
US7968500B2 (en) 2008-06-25 2011-06-28 Baker Hughes Incorporated Gas hydrate protection with heat producing two-component gas hydrate inhibitors
US7977283B2 (en) 2008-06-27 2011-07-12 Baker Hughes Incorporated Method of minimizing or reducing salt deposits by use of a fluid containing a fructan and derivatives thereof
US7686081B1 (en) 2008-10-30 2010-03-30 Bj Services Company Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing diatomaceous earth
US8336624B2 (en) 2008-10-30 2012-12-25 Baker Hughes Incorporated Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing a water-insoluble adsorbent
BRPI0923723A2 (pt) * 2008-12-31 2017-07-11 Saint Gobain Ceramics Artigo cerâmico e processo de produção do mesmo
US9029300B2 (en) * 2011-04-26 2015-05-12 Baker Hughes Incorporated Composites for controlled release of well treatment agents
US9010430B2 (en) 2010-07-19 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Method of using shaped compressed pellets in treating a well
RU2544209C1 (ru) * 2011-03-29 2015-03-10 Сэнт-Гобэн Керамикс Энд Пластикс, Инк. Керамическая частица и способ ее получения
US8664168B2 (en) 2011-03-30 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Method of using composites in the treatment of wells
CN102250604A (zh) * 2011-05-27 2011-11-23 门正国 一种用于油井防垢、防蜡或降粘的缓释微胶囊
US9102860B2 (en) 2011-06-16 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent
US20130029883A1 (en) * 2011-07-29 2013-01-31 Cesi Chemical, Inc. Gas generating system for stimulation and deliquification
WO2013078031A1 (en) 2011-11-22 2013-05-30 Baker Hughes Incorporated Method of using controlled release tracers
CN102536178B (zh) * 2011-12-27 2014-12-24 中国石油天然气股份有限公司 延长易结垢注水井增注措施周期的方法
CN103422844B (zh) * 2012-05-15 2016-02-10 中国石油天然气股份有限公司 一种表面活性剂压裂液的缓释破胶方法
WO2013192634A2 (en) * 2012-06-21 2013-12-27 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
GB2520018A (en) 2013-11-06 2015-05-13 Statoil Petroleum As Porous Proppants
US10287865B2 (en) 2014-05-19 2019-05-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Use of an acid soluble or degradable solid particulate and an acid liberating or acid generating composite in the stimulation of a subterranean formation
CN106715639A (zh) 2014-07-23 2017-05-24 贝克休斯公司 包含粘附到涂有金属氧化物的芯的煅烧过的基底上的井处理剂和/或示踪剂的复合材料以及该复合材料的使用方法
US9656237B2 (en) 2014-07-31 2017-05-23 Baker Hughes Incorporated Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents

Also Published As

Publication number Publication date
EP3186331B1 (en) 2022-05-04
RU2667165C2 (ru) 2018-09-17
EP3186331A1 (en) 2017-07-05
RU2017104290A3 (ru) 2018-08-30
HUE058857T2 (hu) 2022-09-28
NO20170207A1 (en) 2017-02-13
PL3186331T3 (pl) 2022-07-04
WO2016014310A1 (en) 2016-01-28
US10400159B2 (en) 2019-09-03
CA2955926C (en) 2018-11-20
CN106715639A (zh) 2017-05-24
SA517380774B1 (ar) 2020-12-29
US20170198210A1 (en) 2017-07-13
MX2017000875A (es) 2017-05-04
CA2955926A1 (en) 2016-01-28
BR112017001295A2 (pt) 2017-11-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2017104290A (ru) Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла и способ его использования
CA2831800C (en) Composites for controlled release of well treatment agents
US9976070B2 (en) Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
RU2014125201A (ru) Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением
US20090178807A1 (en) Non-spherical Well Treating Particulates And Methods of Using the Same
EA034772B1 (ru) Пропитанный и содержащий покрытие расклинивающий наполнитель, содержащий средства для химической обработки, и способы его применения
AU2016252607B2 (en) Shaped compressed pellets for slow release of well treatment agents into a well and methods of using the same
US10443353B2 (en) Treatment of siliceous materials using catechol and amines in subterranean applications
AU2012249983B2 (en) Composites for controlled release of well treatment agents
TH77614B (th) วัสดุคอมโพสิต (Composite) สำหรับควบคุมการปลดปล่อยสารบำบัดหลุม (well treatment agent)