RU2382173C2 - Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц - Google Patents
Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц Download PDFInfo
- Publication number
- RU2382173C2 RU2382173C2 RU2006147287/03A RU2006147287A RU2382173C2 RU 2382173 C2 RU2382173 C2 RU 2382173C2 RU 2006147287/03 A RU2006147287/03 A RU 2006147287/03A RU 2006147287 A RU2006147287 A RU 2006147287A RU 2382173 C2 RU2382173 C2 RU 2382173C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- compound
- tackifying
- aqueous
- water
- polymer
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 73
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims abstract description 68
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 68
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 230000001629 suppression Effects 0.000 title abstract 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 title description 10
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 112
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 58
- WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N acetic acid anhydride Natural products CC(=O)OC(C)=O WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 51
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 40
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 22
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 16
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 15
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 12
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 11
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 11
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 10
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 8
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 7
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 6
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 5
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000005396 acrylic acid ester group Chemical group 0.000 claims description 4
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims description 4
- WUXWWSDWRUVSNE-UHFFFAOYSA-N methyl propane-1-sulfonate;prop-2-enamide Chemical class NC(=O)C=C.CCCS(=O)(=O)OC WUXWWSDWRUVSNE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 claims description 3
- XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino)methyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCNC(=O)C=C XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- -1 acrylic ester Chemical class 0.000 claims 3
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 claims 3
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 claims 3
- 229920006222 acrylic ester polymer Polymers 0.000 claims 2
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 claims 1
- 229920006243 acrylic copolymer Polymers 0.000 claims 1
- 230000000368 destabilizing effect Effects 0.000 claims 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 60
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 50
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 33
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 17
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 17
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 17
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 16
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 14
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 11
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 7
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 5
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 5
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 5
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 5
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 description 5
- 239000005076 polymer ester Substances 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 3
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 3
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 3
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 2
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 2
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 2
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 2
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 2
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 2
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 2-Ethylhexyl acrylate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C=C GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WDQMWEYDKDCEHT-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C(C)=C WDQMWEYDKDCEHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical class CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 description 1
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M chlormequat chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCl UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 125000005397 methacrylic acid ester group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 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
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229920006173 natural rubber latex Polymers 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 229920001485 poly(butyl acrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001490 poly(butyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 238000012956 testing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009966 trimming Methods 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
- C09K8/518—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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Изобретение относится к водным добавкам, повышающим клейкость, и способам подавления образования частиц в подземном пласте при использовании водных добавок, повышающих клейкость. Способ подавления образования частиц включает размещение водного соединения, повышающего клейкость, указанного вида в части подземного пласта, содержащего неуплотненные частицы; и активацию этого соединения активатором указанного вида с образованием незатвердевающего покрытия. Способ нанесения покрытия на часть поверхности в подземном пласте включает по существу нанесение покрытия из водного соединения, повышающего клейкость, указанного вида на часть подземного пласта и активацию этого соединения активатором указанного вида с образованием незатвердевающего покрытия. Состав для обработки приствольной зоны, предназначенный для подавления образования мелких частиц, содержит рабочую жидкость, водное соединение, повышающее клейкость, указанного вида и активатор указанного вида, способный делать это соединение нерастворимым с образованием незатвердевающего покрытия. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности стабилизации или подавления образования мелких частиц. 3 н. и 41 з.п. ф-лы.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к водным добавкам, повышающим клейкость, и способам подавления образования частиц в подземных пластах при использовании водных добавок, повышающих клейкость.
Для скважин по добыче углеводородов зачастую осуществляют интенсификацию притока в скважину с использованием гидравлических разрывов пласта. При гидравлических разрывах пласта вязкую жидкость для гидравлического разрыва пласта, которая также исполняет функцию и жидкого носителя, закачивают в продуктивную зону при расходе и давлении таких, чтобы в подземном пласте произошел бы разрыв и в зоне сформировались бы одна или несколько трещин. Обычно после этого в трещины осаждают твердые частицы, такие как сортированный песок, суспендированные в части жидкости для гидравлического разрыва пласта, когда жидкость для гидравлического разрыва пласта превращается в разбавленную жидкость, возвращаемую на поверхность. Данные твердые частицы или «частицы расклинивающего наполнителя» служат для предотвращения полного смыкания трещин, так что формируются проводящие каналы, через которые могут протекать добытые углеводороды.
Одним вариантом гидравлического разрыва пласта, в особенности подходящим для использования в условиях низкого напряжения, вызывающего смыкание трещины, обычно наблюдаемых для месторождений на малых глубинах в условиях тектонического растяжения, является водный гидравлический разрыв пласта. При водном гидравлическом разрыве пласта жидкость для гидравлического разрыва пласта характеризуется очень небольшой или нулевой концентрацией частиц расклинивающего наполнителя. Вместо того, чтобы полагаться на частицы расклинивающего наполнителя при расклинивании трещин, данный способ базируется на естественной проводимости, возникающей в результате наличия у пласта тенденции к саморасклиниванию, предотвращающему смыкание трещин. Метановые месторождения с угольными слоями представляют собой пример месторождения, хорошо подходящего для водного гидравлического разрыва пласта без использования частиц расклинивающего наполнителя.
К сожалению, на увеличение отдачи пласта и закачивание скважины с необсаженным забоем может быть оказано негативное влияние в лабильных пластах, таких как угольные слои, обогащенные органикой сланцы, глина или обогащенные органикой терригенные отложения и сильнотрещиноватые хрупкие горные породы. В данных пластах механические силы или естественная анизотропия напряжений «по месту» в результате могут привести к прохождению геологического процесса, известного как дробление, при котором обусловленные напряжением изменения на поверхности пласта приводят к тому, что от пласта будут «отшелушиваться» или отрываться мелкие частицы, или «мелочь». Данная мелочь может забивать поровое пространство в набивках из расклинивающего наполнителя или в саморасклинивающихся трещинах и уменьшать проводимость трещины, ограничивая потенциальную производительность скважины. Кроме того, неплотно связанная мелочь также может вызвать эрозию или привести к значительному износу эксплуатационного оборудования, используемого в способе добычи, и зачастую их необходимо отделять от добытых флюидов, что приводит к дополнительному увеличению расходов в данной технологии.
Предшествующие попытки по подавлению или ослаблению влияния неплотно связанной мелочи включали повышение клейкости, флокулирование и агломерирование. Благодаря данным способам неплотно связанной мелочи, образующейся в ходе гидравлического разрыва пласта, не дают возможности препятствовать течению во время миграции частиц через созданные трещины. Однако большинство из существующих решений не обращаются к концепции предварительной стабилизации пласта до его введения в эксплуатацию. Кроме того, в существующих решениях обычно также отсутствует возможность по восстановительной обработке трещин для стабилизации или подавления образования мелочи, и многие из них не обеспечивают возможности управления активацией состава для обработки приствольной зоны (например, составы для обработки приствольной зоны нельзя вводить в трещину, а после этого активировать для подавления или ослабления влияния неплотно связанной мелочи).
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к водным добавкам, повышающим клейкость, и способам подавления образования частиц в подземных пластах при использовании водных добавок, повышающих клейкость.
Некоторые варианты реализации настоящего изобретения предлагают способы подавления образования частиц, включающие размещение водного соединения, повышающего клейкость, в части подземного пласта, содержащего неуплотненные частицы; и активацию водного соединения, повышающего клейкость.
Другие варианты реализации настоящего изобретения предлагают способы нанесения покрытия на часть поверхности в подземном пласте, включающие по существу нанесение покрытия из водного соединения, повышающего клейкость, на часть подземного пласта; и активацию водного соединения, повышающего клейкость.
Другие варианты реализации настоящего изобретения предлагают составы для обработки приствольной зоны, предназначенные для подавления образования мелких частиц, содержащие рабочую жидкость и водное соединение, повышающее клейкость.
Признаки и преимущества настоящего изобретения станут легко понятными для специалистов в соответствующей области техники после ознакомления с описанием предпочтительных вариантов реализации, которые следуют далее.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ
Настоящее изобретение относится к водным добавкам, повышающим клейкость, и способам подавления образования частиц в подземных пластах при использовании водных добавок, повышающих клейкость.
В соответствии с настоящим изобретением водное соединение, повышающее клейкость, можно вводить в часть подземной трещины. В соответствии с использованием в настоящем изобретении термин «клейкий» во всех его формах в общем случае относится к веществу, обладающему такой природой, что оно является (или может быть активировано для того, чтобы стать) несколько липким на ощупь.
Подходящие водные соединения, повышающие клейкость, способны сформировать, по меньшей мере, частичное покрытие на поверхности (такой как поверхность пласта или частиц). В определенных вариантах реализации в контакт с поверхностью сначала можно ввести состав для предварительной обработки приствольной зоны, который подготовит поверхность к нанесению на нее покрытия из водного соединения, повышающего клейкость. В общем случае подходящие водные соединения, повышающие клейкость, не являются клейкими при размещении на поверхности, но в желательное время они способны подвергаться «активации» (то есть дестабилизации, коалесценции и/или реакции) с превращением соединения в липкое, повышающее клейкость соединение. Такая активация может происходить до, во время или после размещения водного соединения, повышающего клейкость, в подземном пласте.
В конкретных вариантах реализации настоящего изобретения после активации водное соединение, повышающее клейкость, также будет способно формировать на открытой поверхности подземного пласта по существу клеящую сетку, что может уменьшить склонность пласта к дроблению или формированию мелких частиц при воздействии механических сил или естественной анизотропии напряжений «по месту». В результате нанесения покрытия на открытую поверхность пласта при использовании активированного водного соединения, повышающего клейкость, становится возможным высвобождение меньшего количества мелких частиц, что ограничивает то негативное влияние, которое мелочь может оказывать на производительность скважины.
Определенные варианты реализации настоящего изобретения описывают варианты использования водных соединений, повышающих клейкость, как для подавления образования неуплотненных частиц, существующих в подземном пласте, так и для стабилизации межфазных областей в подземном пласте таким образом, чтобы воспрепятствовать высвобождению или образованию частиц (иногда называемых «мелочью») с их удалением от межфазной поверхности. В соответствии с использованием в настоящем документе термин «неуплотненный» относится к ситуации, в которой частицы являются неплотно связанными друг с другом, не связанными или настолько слабо связанными, что становится возможной их миграция вместе с флюидами, движущимися по всему объему части подземного пласта. В определенных вариантах реализации настоящего изобретения водное соединение, повышающее клейкость, будучи активированным, способствует стабилизации мелочи благодаря улучшенной форме флокулирования. Как и при обычном флокулировании, мелочь, клейкость которой будет повышена, станет комковаться; однако улучшенное флокулирование, обусловленное водными соединениями, повышающими клейкость, настоящего изобретения, также делает возможным и прилипание флокулированной клейкой мелочи к поверхностям, с которыми она вступает в контакт (например, к поверхности пласта или частиц расклинивающего наполнителя). Поскольку клейкость мелочи будет повышена и мелочь будет оставаться клейкой в том случае, если флокулированная мелочь оторвется от поверхности, к которой она прилипла, она будет способна повторно прилипнуть к другой поверхности. Это дополнительно уменьшит вероятность того, что мелочь, клейкость которой будет повышена, будет ухудшать производительность скважины.
Конкретные варианты реализации настоящего изобретения также обеспечивают для подземных трещин возможность восстановления без необходимости в повторном гидравлическом разрыве пласта или повторном схватывании частиц расклинивающего наполнителя, которые, возможно, были осаждены в трещине. В вариантах реализации настоящего изобретения, которые включают «восстановительные операции» (то есть операции, в которых набивка из расклинивающего наполнителя уже будет находиться на месте и начнет возникать нежелательный обратный приток, что потребует проведения восстановления, или операции, когда пласт начнет дробиться и нестабильная поверхность пласта потребует восстановления), водные соединения, повышающие клейкость, настоящего изобретения могут оказаться в особенности хорошо подходящими отчасти благодаря тому, что их можно разместить в восстанавливаемой области в виде неклейкого вещества, а после этого активировать для придания им клейкого характера.
Водные соединения, повышающие клейкость, настоящего изобретения в общем случае представляют собой заряженные полимеры, которые включают соединения, которые, находясь в водных растворителе или растворе, будут образовывать незатвердевающее покрытие (сами по себе или вместе с активатором) и, будучи размещенными на частицах, будут увеличивать критическую скорость непрерывного повторного суспендирования частиц при попадании в контакт с потоком воды (что дополнительно описывается в примере 7). Водное соединение, повышающее клейкость, увеличивает степень контакта между зернами индивидуальных частиц в пласте (вне зависимости от того, будут ли это частицы расклинивающего наполнителя, мелкие частицы продуктивной толщи или другие частицы), способствуя появлению уплотнения частиц с получением клейкой, гибкой и проницаемой массы.
Примеры водных соединений, повышающих клейкость, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: полимеры акриловой кислоты, полимеры сложных эфиров акриловой кислоты, полимеры производных акриловой кислоты, гомополимеры акриловой кислоты, гомополимеры сложных эфиров акриловой кислоты (такие как поли(метилакрилат), поли(бутилакрилат) и поли(2-этилгексилакрилат)), сополимеры сложных эфиров акриловой кислоты, полимеры производных метакриловой кислоты, гомополимеры метакриловой кислоты, гомополимеры сложных эфиров метакриловой кислоты (такие как поли(метилметакрилат), поли(бутилметакрилат) и поли(2-этилгексилметакрилат)), полимеры акриламидо-метил-пропансульфоната, полимеры производных акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимеры акриламидо-метил-пропансульфоната и сополимеры акриловой кислоты/акриламидо-метил-пропансульфоната и их комбинации.
Несмотря на то что существует множество потенциальных способов определения подходящей водной добавки, повышающей клейкость, один практический способ выбора подходящего полимера заключается в нижеследующем: получите подвергаемый испытанию полимер в концентрированной форме (то есть в концентрации, приблизительно равной 20-50%) и добавьте к нему активатор. Если по результатам опыта в смеси, судя по ее виду, произойдет коагулирование с получением твердой или полутвердой массы, то тогда полимер будет представлять собой подходящую водную добавку, повышающую клейкость, соответствующую настоящему изобретению. Если в смеси, судя по ее виду, не произойдет коагулирование с получением твердой или полутвердой массы, то тогда необходимо будет выбрать другой активатор, а испытание повторить. Специалист в соответствующей области техники, зная желательный результат коагулирования, будет способен выбрать вероятные активаторы. Например, в случае испытания полимера на акрилатной основе на его пригодность в качестве водной добавки, повышающей клейкость, вероятным активатором будет являться смесь, содержащая 50% уксусного ангидрида и 50% ледяной уксусной кислоты (об./об.). Выбор водных соединений, повышающих клейкость, может зависеть, помимо прочего, от условий внутри скважины (например, минерализации, температуры и/или рН). Взаимосвязь с данными и другими условиями внутри скважины не будет одинаковой для всех подходящих водных соединений, повышающих клейкость. Например, высокая минерализация может ускорять активацию для определенных водных соединений, повышающих клейкость, при замедлении активации для других. Специалист в соответствующей области техники будет способен определить влияние конкретных условий внутри скважины на выбранное водное соединение, повышающее клейкость. Например, в случае полиакрилатных полимеров высокая минерализация, предельные значения рН (либо больше приблизительно 9, либо меньше приблизительно 5) в общем случае будут ускорять активацию.
Подходящие водные соединения, повышающие клейкость, в общем случае представляют собой заряженные полимеры, которые предпочтительно прилипают к частицам, имеющим противоположный заряд. Например, водное соединение, повышающее клейкость, имеющее отрицательный заряд, предпочтительно будет прилипать к поверхностям, характеризующимся зета-потенциалом в диапазоне от положительного до нейтрального, и/или гидрофобной поверхности. Подобным же образом при использовании аналогичного химического механизма положительно заряженные водные соединения, повышающие клейкость, предпочтительно будут прилипать к поверхностям, характеризующимся зета-потенциалом в диапазоне от отрицательного до нейтрального, и/или гидрофобной поверхности. Например, можно воспользоваться составом для предварительной обработки приствольной зоны, таким как с применением катионного полимера, для обработки поверхности с отрицательным зета-потенциалом или можно обработать поверхность с положительным зета-потенциалом при использовании анионных составов для предварительной обработки приствольной зоны. Как должен понимать специалист в соответствующей области техники, также можно использовать и амфотерные, и цвиттер-ионные составы для предварительной обработки приствольной зоны до тех пор, пока условия, воздействию которых они подвергаются во время использования, являются такими, что они будут демонстрировать наличие желательного заряда. В конкретных вариантах реализации, в которых подвергаемая обработке поверхность (пласта или частиц) не будет являться поверхностью, восприимчивой к обработке в надлежащей степени (то есть подвергаемая обработке поверхность не будет иметь заряд, по существу противоположный заряду выбранного водного соединения, повышающего клейкость), для придания поверхностям большей восприимчивости к водному соединению, повышающему клейкость, можно будет воспользоваться составом для предварительной обработки приствольной зоны. Подходящие составы для предварительной обработки приствольной зоны включают заряженные жидкости, включающие заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию. Как должен понять специалист в соответствующей области техники после ознакомления с данным описанием, использование состава для предварительной обработки приствольной зоны является необязательным, и оно зависит, по меньшей мере отчасти, от несоответствия зарядов или от их отсутствия у выбранного водного соединения, повышающего клейкость, и подвергаемой обработке поверхности.
При использовании водных соединений, повышающих клейкость, настоящего изобретения обработке можно подвергать части почти что любого подземного пласта. Примеры пластов, которые можно подвергать обработке, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: каменноугольные отложения и пласты, содержащие железосодержащие минералы, такие как сидерит, магнетит и гематит. Как было показано, обработке также можно подвергать и глинистые минералы, демонстрирующие наличие естественного гидрофобного характера.
В общем случае водное соединение, повышающее клейкость, настоящего изобретения размещают в части подземного пласта в результате перемешивания водного соединения, повышающего клейкость, с рабочей жидкостью. Подходящими рабочими жидкостями настоящего изобретения могут быть водные жидкости, эмульсии, пены или любая другая форма жидкостей для подземных работ, известных на современном уровне техники. В определенных вариантах реализации рабочие жидкости настоящего изобретения включают пресную воду. В определенных вариантах реализации в качестве рабочей жидкости также можно использовать и солевые водные растворы при том условии, что концентрация соли в жидкости не будет оказывать нежелательного воздействия при активации и/или дестабилизации водного соединения, повышающего клейкость. В соответствии с настоящим изобретением также можно использовать водные гели, пены, беспримесные азот, диоксид углерода, эмульсии и другие подходящие жидкости для гидравлического разрыва пласта (сшитые или несшитые). Водные гели в общем случае состоят из воды и одного или нескольких гелеобразователей. Эмульсии могут состоять из двух несмешиваемых жидкостей, таких как подвергнутая гелеобразованию водная жидкость и ожиженная, обычно газообразная текучая среда, такая как азот или диоксид углерода. В примерах вариантов реализации настоящего изобретения жидкие носители представляют собой водные гели, состоящие из воды, гелеобразователя для гелеобразования в воде и увеличения ее вязкости и необязательно сшивателя для сшивания геля и дополнительного увеличения вязкости жидкости. Увеличенная вязкость подвергнутого гелеобразованию или подвергнутого гелеобразованию и сшиванию жидкого носителя, помимо прочего, приводит к уменьшению потерь жидкости и делает возможным транспортирование значительных количеств суспендированных частиц расклинивающего наполнителя при помощи жидкого носителя. Водой, используемой для получения жидкого носителя, могут быть пресная вода, соленая вода, рассол или любая другая водная жидкость, которая не будет неблагоприятным образом вступать в реакцию с другими компонентами. В результате использования водного жидкого носителя влияние подземных работ, соответствующих настоящему изобретению, на окружающую среду может быть сведено к минимуму или уменьшено, в особенности тогда, когда рабочую жидкость выпускают в поверхностные земные, водные или морские среды, или когда жидкость подпадает под регулирование в соответствии с Законом о безопасности питьевой воды Агентства по охране окружающей среды США (U.S., EPA Safe Drinking Water Act (Section 1425, 42 U.S.C. 3000h-4(a), Section 1422(b), 42 U.S.C. 300h-1(b))).
Как упоминалось выше, водное соединение, повышающее клейкость, обычно является неклейким при перемешивании с жидким носителем. Для активации (то есть придания клейкости) в случае водного соединения, повышающего клейкость, используют «активатор», который может включать несколько различных соединений. Обычно активатором являются органическая кислота (или ангидрид органической кислоты, который способен подвергаться гидролизу в воде с получением органической кислоты), неорганическая кислота, неорганическая соль (такая как рассол), заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинация, но в качестве активатора, соответствующего положениям настоящего изобретения, может быть использовано любое вещество, которое будет способно сделать водное соединение, повышающее клейкость, нерастворимым в водном растворе. Выбор активатора может варьироваться в зависимости, помимо прочего, от состава водного соединения, повышающего клейкость. Примером одного активатора, подходящего для использования в настоящем изобретении, является смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид. Подходящими также могут быть и другие кислоты, соли кислот, ангидриды и их смеси. Опять-таки это аналогично коагулированию. Например, многие латексы натурального каучука в ходе процесса изготовления коагулируют под действием уксусной или муравьиной кислоты. Подходящие соли включают нижеследующее (но не ограничиваются только им): хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и их смеси. В еще одном примере варианта реализации настоящего изобретения для активации водного соединения, повышающего клейкость, может оказаться достаточной концентрация солей, присутствующих в самой пластовой воде. В таком варианте реализации добавление дополнительного активатора может оказаться излишним. В общем случае при использовании активатора он будет присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 20% (мас.) при расчете на объем жидкости; однако в некоторых случаях, таких как при использовании рассолов, активатор может присутствовать в избытке по отношению к составам для обработки приствольной зоны и водному соединению, повышающему клейкость. Однако, в рамках положений настоящего изобретения, может быть использовано любое соединение, которое будет приводить к активации водного соединения, повышающего клейкость (например, приводящее к тому, что водное соединение, повышающее клейкость, будет становиться нерастворимым), вне зависимости от концентрации активатора, необходимой для запуска активации водного соединения, повышающего клейкость.
Семейство подходящих активаторов по существу является тем же самым, что и семейство подходящих составов для предварительной обработки приствольной зоны; различие связано, по меньшей мере отчасти, с используемым количеством и привязкой его использования по времени. Например, в случае использования одних и тех же химиката или химикатов в качестве состава для предварительной обработки приствольной зоны и в качестве активатора, состав для предварительной обработки приствольной зоны может составлять только от приблизительно 0,1% до приблизительно 5% от объема совокупного используемого количества. Специалист в соответствующей области техники должен понимать то, что состав для предварительной обработки приствольной зоны, в первую очередь, используют для подготовки поверхности для приема водного соединения, повышающего клейкость, и в общем случае его не будут использовать в количестве, достаточном по существу для активации водного соединения, повышающего клейкость. Кроме того, в определенных вариантах реализации активатор вообще может оказаться излишним. Например, часть подвергаемого обработке подземного пласта может характеризоваться достаточным уровнем содержания солей в пластовых флюидах, так что к желательной активации в результате будут приводить простое размещение в пласте водного соединения, повышающего клейкость, и создание условий для его введения в контакт с существующими флюидами.
В общем случае повышающую клейкость обработку настоящего изобретения можно проводить в любой момент времени в течение продуктивного периода скважины, зачастую без необходимости в повторном проведении гидравлического разрыва пласта в скважине, которая может включать, а может и не включать набивку из расклинивающего наполнителя. Например, в конкретных вариантах реализации водное соединение, повышающее клейкость, настоящего изобретения можно использовать для предварительной обработки трещины в результате размещения в трещине водного соединения, повышающего клейкость, до любой жидкости, наполненной частицами. В еще одном варианте реализации настоящего изобретения водное соединение, повышающее клейкость, можно использовать для обработки трещины просто в результате использования состава для предварительной обработки приствольной зоны (содержащего рабочую жидкость и водное соединение, повышающее клейкость) в качестве жидкости для гидравлического разрыва пласта. А в еще одном варианте реализации настоящего изобретения водное соединение, повышающее клейкость, можно размещать в трещине непосредственно после проведения гидравлического разрыва пласта, с наполнением частицами или по другому варианту. Таким образом, затраты на обработку можно значительно уменьшить, а при снижении производительности скважины можно провести модифицирование, продлевающее продуктивный период скважины.
Кроме того, водное соединение, повышающее клейкость, можно подвергать воздействию активатора в любой из нескольких различных моментов времени в ходе проведения гидравлического разрыва пласта. В конкретном варианте реализации настоящего изобретения активатор можно перемешивать с жидким носителем приблизительно в то же самое время, что и водное соединение, повышающее клейкость. Таким образом, водное соединение, повышающее клейкость, введенное в подземный пласт, уже будет активированным или, по меньшей мере, будет находиться в процессе активации. В еще одном варианте реализации настоящего изобретения активатор можно вводить в подземный пласт в определенный момент времени после введения в пласт водного соединения, повышающего клейкость (например, водное соединение, повышающее клейкость, в подземном пласте может присутствовать в течение определенного периода времени до того, как оно будет активировано). Таким образом, водное соединение, повышающее клейкость, обеспечивает получение возможности восстановительного повышения клейкости для трещины в случае возникновения дробления или появления необходимости в повторном уплотнении частиц расклинивающего наполнителя или мелочи. Специалист в соответствующей области техники должен понимать то, что решение относительно того, проводить или нет предварительное перемешивание активатора и водного соединения, повышающего клейкость, зависит, по меньшей мере отчасти, от выбранного активатора. Например, солевой активатор может иметь тенденцию к более быстрой активации водного соединения, повышающего клейкость, в сопоставлении с активатором в виде заряженного поверхностно-активного вещества.
Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие далее примеры предпочтительных вариантов реализации. Нижеследующие примеры никоим образом не должны восприниматься в качестве ограничения или определения объема изобретения.
ПРИМЕРЫ
Пример 1
Базовый гель, содержащий сшитую боратом жидкость для гидравлического разрыва пласта, содержащую 35 фунтов сухого гуарового полимера на 1000 галлонов, получали в результате перемешивания 1 литра воды, содержащей 20 граммов соли KCl, 4,2 грамма сухого гуарового полимера, и 0,2 мл смеси уксусная кислота/ацетат аммония (используемой в качестве буфера рН для уменьшения значения рН у смеси до приблизительно 6,5) и создания условий для гидратации гуара при одновременном перемешивании в смесителе в течение приблизительно 10 минут. Вслед за стадией гидратации для увеличения значения рН у конечного базового геля до приблизительно 10,2 добавляли 2,5 мл карбоната калия (используемого в качестве буфера рН).
Песок Brady (меш 20/40) подвергали обработке с использованием 1 мл четвертичного аммониевого поверхностно-активного вещества (на 250 г песка), а после этого нанесению сухого покрытия с получением 3 массовых процентов покрытия из 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты.
250 граммов песка 20/40 Brady с нанесенным покрытием после этого помещали в чистый 1-литровый химический стакан, добавляли 300 мл раствора базового геля и химический стакан размещали в водяной бане с расположенной сверху мешалкой при 140°F. Во время перемешивания в течение приблизительно 2 минут к суспензии базовый гель/частицы расклинивающего наполнителя добавляли 0,32 мл боратного сшивателя, что обеспечивало инициирование сшивания.
Добивались стабильного сшивания и его сопоставляли с результатами эксперимента в контрольном испытании при использовании частиц расклинивающего наполнителя без проведения обработки изобретения. Обе жидкости оставались стабильными, что свидетельствует о том, что раствор изобретения не оказывал значительного негативного воздействия на стабильность жидкости; то есть она не демонстрировала наличия негативных эффектов, таких как неспособность к сшиванию или преждевременное разрушение.
После разрушения сшитого геля под действием HCl песок с нанесенным покрытием отделяли и подвергали испытанию, и, как было подтверждено, он демонстрировал характер желательной клейкости и улучшенные эксплуатационные характеристики в испытании с тройником (смотрите пример 7). Кроме того, песок с нанесенным покрытием, как было обнаружено, не требовал наличия дополнительного активатора для достижения желательных свойств нанесенного покрытия благодаря, по меньшей мере отчасти, тому, что система геля для гидравлического разрыва пласта содержала активаторы, такие как KCl, а также демонстрировала значение рН, благоприятное для активации полимера на акриловой основе.
Пример 2
Песок Brazos River, характеризующийся размером частиц, меньшим 100 меш, использовали для моделирования пластового песка. Данный материал в качестве набивки размещали внутри сужающейся тефлоновой гильзы с внутренним диаметром 1 дюйм и длиной 5 дюймов. Ниже и выше материала песка Brazos River в качестве набивки вносили песок Ottawa с размером частиц, соответствующим 20/40 меш, до толщины, приблизительно равной 0,5 дюйма. После этого колонку песка насыщали с использованием 3%-го рассола KCl и промывали при помощи данного рассола при 5 мл/мин в количестве, соответствующем нескольким объемам порового пространства, для определения начальной проницаемости набивки из песка. Песок Brazos River после этого подвергали обработке с использованием состава для обработки приствольной зоны (4% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,1% катионного поверхностно-активного вещества, 0,1% амфотерного поверхностно-активного вещества, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства. Рассол KCl (3%) в количестве, соответствующем 5 объемам порового пространства, после этого использовали для дополнительного промывания набивки из песка. Подвергнутую обработке колонку песка после этого размещали в печи для отверждения при 175°F в течение 20 часов.
По окончании периода отверждения через подвергнутую обработке колонку песка организовывали течение в противоположном направлении при использовании 3%-го рассола KCl. Расход выдерживали постоянным на уровне 5 мл/мин для определения остаточной проницаемости набивки из песка в сопоставлении с величиной начальной проницаемости. Сохранялось более 95% от проницаемости подвергнутой обработке набивки из песка и не наблюдалось никаких признаков получения мелочи в отходящем потоке, собираемом в ходе подачи при 5 мл/мин потока KCl, используемого для определения восстановленной проницаемости.
Результаты данного примера подтверждают то, что состав для обработки приствольной зоны был способен стабилизировать материал пластового песка, не приводя к избыточному нарушению проницаемости у набивки из песка.
Пример 3
В данном примере повторили методику получения и испытания, подобную той, что описывается в примере 2, за исключением того, что использовали другие концентрации состава для обработки приствольной зоны. Для моделирования мелких частиц продуктивной толщи использовали песок Brazos River. Данный материал в виде набивки размещали внутри сужающейся тефлоновой гильзы с внутренним диаметром 1 дюйм и длиной 5 дюймов. Ниже и выше материала песка Brazos River в качестве набивки вносили песок Ottawa с размером частиц, соответствующим 20/40 меш, до толщины, приблизительно равной 0,5 дюйма. После этого колонку песка насыщали с использованием 3%-го рассола KCl и промывали при помощи данного рассола при 5 мл/мин в количестве, соответствующем нескольким объемам порового пространства, для определения начальной проницаемости набивки из песка. После этого добавляли состав для обработки приствольной зоны (2% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,1% катионного поверхностно-активного вещества, 0,1% амфотерного поверхностно-активного вещества, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства. Рассол KCl (3%) в количестве, соответствующем 5 объемам порового пространства, после этого использовали для дополнительного промывания набивки из песка.
Подвергнутую обработке колонку песка после этого размещали в печи для отверждения при 175°F в течение 20 часов. По окончании периода отверждения через подвергнутую обработке колонку песка организовывали течение в противоположном направлении при использовании 3%-го рассола KCl. Расход выдерживали постоянным на уровне 5 мл/мин для определения остаточной проницаемости набивки из песка в сопоставлении с величиной начальной проницаемости.
Сохранялось более 97% от проницаемости подвергнутой обработке набивки из песка. Опять-таки не наблюдалось никаких признаков получения мелочи в отходящих потоках, которые собирали в ходе подачи потока при восстановленной проницаемости.
Пример 4
Песок Brazos River использовали в качестве моделированного пластового песка. Материал в качестве набивки размещали в двух латунных ячейках с внутренним диаметром 1,5 дюйма и из него формировали средний слой в сэндвичевой структуре между набивками из песка, образованными из песка с размерами частиц, соответствующими 70/170 меш. Колонку песка промывали при использовании 3%-го рассола KCl в количестве, соответствующем 3 объемам порового пространства, с последующим промыванием с использованием состава для обработки приствольной зоны (5% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,2% поверхностно-активных веществ, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства, и подвергали дополнительному промыванию с использованием 3%-го рассола KCl в количестве, соответствующем 3 объемам порового пространства.
После этого одну ячейку размещали в печи при 175°F на 20 часов, а одну размещали в печи при 325°F на 20 часов, для моделирования внутрискважинного отверждения в скважине. По окончании периода отверждения подвергнутый обработке песок удаляли из ячейки и визуально исследовали его текстуру, форму и гибкость. Подвергнутый обработке песок Brazos River имеет вид твердой структуры, который принимает форму ячейки. Несмотря на пренебрежимую малость величины прочности уплотнения, что обычно наблюдается в случае уплотненной горной породы, подвергнутые обработке зерна песка Brazos River слипаются друг с другом с образованием стабильной структуры.
Пример 5
Песок Brazos River использовали в качестве моделированного пластового песка. Материал в качестве набивки размещали в двух латунных ячейках с внутренним диаметром 1,5 дюйма и из него формировали средний слой в сэндвичевой структуре между набивками из песка, образованными из песка с размерами частиц, соответствующими 70/170 меш. Колонку песка промывали при использовании 3%-го рассола KCl в количестве, соответствующем 3 объемам порового пространства, с последующим промыванием с использованием состава для обработки приствольной зоны (5% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,2% поверхностно-активных веществ, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства, но никакого дополнительного промывания не использовали.
После этого одну подвергнутую обработке колонку размещали в печи при 175°F на 20 часов, а одну размещали в печи при 325°F на 20 часов, для моделирования внутрискважинного отверждения в скважине. По окончании периода отверждения подвергнутый обработке песок удаляли из ячейки и визуально исследовали его текстуру, форму и гибкость. Опять-таки подвергнутый обработке песок Brazos River имеет вид твердой структуры, который принимает форму ячейки. Несмотря на пренебрежимую малость величины прочности уплотнения, что обычно наблюдается в случае уплотненной горной породы, подвергнутые обработке зерна песка Brazos River слипаются друг с другом с образованием стабильной структуры.
Пример 6
Мелочь в виде песка Brazos River с размерами частиц, соответствующими номеру сита 200 меш и менее, использовали для моделирования мелких частиц продуктивной толщи. Материал в качестве набивки размещали внутри прозрачной акриловой проточной ячейки с внутренним диаметром 1 дюйм для облегчения наблюдения. Ниже и выше данного материала мелких частиц продуктивной толщи в качестве набивки вносили песок Ottawa с размером частиц, соответствующим номеру сита 20/40 меш. После этого колонку песка насыщали с использованием 3%-го рассола KCl и промывали при помощи данного рассола в количестве, соответствующем 5 объемам, после этого - с использованием состава для обработки приствольной зоны (2% (об.) 40%-го раствора полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 0,5% активатора, 0,2% поверхностно-активных веществ, балансовая вода) в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства, а после подвергали дополнительному промыванию с использованием 3%-го рассола KCl в количестве, соответствующем 2 объемам порового пространства.
Подвергнутую обработке колонку песка после этого размещали в печи для отверждения при 140°F в течение 20 часов. По окончании периода отверждения через подвергнутую обработке колонку песка организовывали течение при использовании 3%-го рассола KCl в направлении, противоположном тому, что имело место во время проведения обработки. Начальная величина расхода составляла 10 мл/мин, и ее в пошаговом режиме увеличивали до 80 мл/мин. Отходящие потоки собирали для содействия подтверждению того, что наблюдали в ячейке во время течения. Все результаты свидетельствовали о том, что подвергнутая обработке колонка была способна полностью подавить миграцию мелочи при всех расходах в сопоставлении с контрольным образцом.
Для сопоставления в качестве контрольного образца использовали полученную идентичную колонку песка, но без проведения обработки с использованием жидкости, повышающей клейкость. В соответствии с наблюдениями, как только устанавливалось течение, мелкие частицы немедленно начинали мигрировать в набивку из песка и получались в виде части отходящего потока, даже при 10 мл/мин.
Пример 7
Образец песка 20/40 Brady подвергали обработке (41,25% концентрата полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 3,75% поверхностно-активных веществ, 30% воды с последующим добавлением 25% активатора) при приблизительно 2% (об./мас.) при расчете на совокупный объем состава для обработки приствольной зоны. После этого данный образец подвергали испытанию с тройником следующим образом. Оценку жидкости или раствора соединения, предназначенного для использования в качестве соединения, повышающего клейкость, можно провести при использовании следующего испытания: во-первых, критическую скорость повторного суспендирования определяют для материала, на который будут наносить покрытие из соединения, повышающего клейкость. Один подходящий аппарат для испытания включает стеклянный тройник с размером 1/2'', который соединяют с источником воды на входе, а линию утилизации на выходе блокируют для течения жидкости. Суспензию частиц на водной основе отсасывают в тройник через впускное отверстие и собирают в части тройника, проводя фильтрацию на сетке. Когда часть тройника заполняется, источник вакуума удаляют и для герметизации концевой позиции в части используют заглушку. После этого канал потока от впускного отверстия до выпускного отверстия прочищают дочиста и к впускному отверстию присоединяют насос с объемным регулированием и инициируют контролируемое течение воды. Скорость жидкости через впускное отверстие медленно увеличивают до тех пор, пока первая частица материала частиц не будет подхвачена потоком текущей воды. Это определяет точку отсчета для скорости начала повторного суспендирования. После этого расход дополнительно увеличивают до тех пор, пока удаление частиц не становится непрерывным. Это определяет точку отсчета для скорости непрерывного повторного суспендирования. После этого испытание можно завершить, а аппарат повторно заполняют частицами, имеющими покрытие, соответствующее приблизительно 0,5 процента активного материала при расчете на массу частиц, используемых для этого. Подобные тенденции в общем случае наблюдаются для результатов, когда подвергаемые испытанию концентрации находятся в диапазоне от приблизительно 0,1 до приблизительно 3 процентов, однако, уровень 0,5 процента, который находится в предпочтительном диапазоне для нанесения, является предпочтительным для стандартизации методики. Испытание можно повторить для определения начальной точки удаления частиц и скорости, при которой удаление становится непрерывным. После этого на основании значения точки отсчета для начального или непрерывного режимов определяют процент увеличения (или уменьшения) скорости.
По сути дела подвергнутые обработке частицы расклинивающего наполнителя будут сопротивляться транспортированию в отличие от не подвергнутых обработке частиц расклинивающего наполнителя. Образец для испытаний не демонстрировал признаков перемещения даже при течении в аппарате для испытания при максимальном для него расходе 2000 мл/мин. В случае не подвергнутого обработке песка 20/40 Brady его течение начиналось при 154 мл/мин; подвергнутый обработке песок сопротивлялся течению при расходах, более чем в 13 раз превышающих соответствующую величину для не подвергнутого обработке материала.
Пример 8
Образец песка 20/40 Brady подвергали обработке (40%-ый концентрат полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, 5% поверхностно-активных веществ, 10% активатора, балансовая вода) при приблизительно 2% (об./мас.) при расчете на совокупный объем состава для обработки приствольной зоны. Данный образец демонстрировал 13%-ое улучшение проводимости набивки из расклинивающего наполнителя в сопоставлении с не подвергнутым обработке песком 20/40 Brady. Подвергнутая обработке набивка из расклинивающего наполнителя согласно наблюдениям также демонстрировала желательный адгезионный характер, при котором зерна индивидуальных частиц были адгезионно и эластично связаны друг с другом.
Пример 9
Один способ определения того, является ли полимер подходящим для использования в качестве водной добавки, повышающей клейкость, заключается в следующем. Получите смесь, состоящую из 50% уксусного ангидрида и 50% ледяной уксусной кислоты (об./об.). Разместите 10 мл подвергаемого испытанию полимера в стеклянной колбе объемом 60 мл. После этого добавьте 40 мл деионизованной воды и повертите в руках для перемешивания. Затем добавьте 15 мл смеси уксусная кислота/уксусный ангидрид (или другого активатора). Интенсивно встряхивайте колбу в течение 30 сек. Подходящий полимер будет образовывать твердую или полутвердую массу. Повторите испытание с использованием других известных активаторов, таких как смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид, другие кислоты, соли кислот, ангидриды, заряженные полимеры, заряженные поверхностно-активные вещества, хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция и их смеси.
Пример 10
Обработки проводили для метанового месторождения с угольными слоями, характеризующегося относительно низкой производительностью индивидуальных скважин. Производительность скважины, как представлялось, по меньшей мере отчасти, ухудшалась в результате забивания угольной мелочью каналов притока газа в буровую скважину. Скважины предварительно подвергали гидравлическому разрыву пласта в нескольких угольных слоях. Две скважины подвергали обработке с использованием раствора, содержащего уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, водное соединение, повышающее клейкость, в виде полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, фермент и окислитель в воде.
Производительность по метану у первой скважины от приблизительно 43 MCFD (тысяча кубических футов в день) до обработки изменилась до приблизительно 75 MCFD после обработки. Подобным же образом производительность по метану у второй скважины от приблизительно 80 MCFD до обработки изменилась до приблизительно 105 MCFD после обработки. Кроме того, наблюдения для данных подвергнутых обработке скважин показывают то, что добываемая вода не содержит мелких частиц в сопоставлении с состоянием скважин до обработки; таким образом, подтверждается гипотеза о том, что была достигнута эффективная стабилизация частиц в пласте.
Пример 11
50 мл суспензии измельченных частиц угля (Subitmunious A) получали из сухого угля, измельченного при помощи ступки и пестика и размещенного в колбе, содержащей пресную воду, и суспендированного. После этого суспензию уголь/вода подвергали обработке с использованием 10 мл раствора, содержащего уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, воду и водное соединение, повышающее клейкость, в виде полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты. После проведения обработки наблюдали начальное флокулирование частиц угля в течение периода времени, приблизительно равного 12 часам, после чего частицы угля наблюдались в виде агломерированной массы, которая была способна разрушаться и повторно формироваться при перемешивании. Водная фаза осветлялась до уровня отсутствия видимых мелких частиц, остающихся в растворе. Данный пример визуально проиллюстрировал описанный способ стабилизации угольной мелочи и ее удаления из водного раствора.
Пример 12
Твердый образец угля в виде квадрата со стороной, приблизительно равной 2 см, размещали в содержащей воду колбе объемом 60 мл. После этого колбу размещали в ультразвуковом аппарате на 10 минут. Результатом являлось видимое количество частиц угля, которое в результате дробления отделялось от поверхности более крупного куска. В еще одной колбе по существу идентичный образец угля подвергали обработке с использованием раствора, содержащего уксусный ангидрид, ледяную уксусную кислоту, воду и водное соединение, повышающее клейкость, в виде полимерного сложного эфира полиакриловой кислоты, а затем его размещали в воде и после этого размещали в ультразвуковом аппарате на 10 минут. Визуальное наблюдение подвергнутого обработке образца угля продемонстрировало почти полное отсутствие угольной мелочи, в результате дробления отделяющейся от поверхности угля, который был подвергнут обработке.
Пример 13
Обработку проводили для слабо уплотненного пласта из обломочных горных пород, из которого добывали газ и который демонстрировал низкую производительность скважины. Производительность скважины, как представлялось, по меньшей мере отчасти, ухудшалась вследствие забивания мелочью каналов притока газа в буровую скважину. В скважинах предварительно проводили гидравлический разрыв пласта. Скважину подвергали обработке с использованием водного соединения, повышающего клейкость, включающего сложный эфир полиакриловой кислоты, смеси уксусный ангидрид/уксусная кислота, четвертичного аммониевого поверхностно-активного вещества, амфотерного поверхностно-активного вещества, фермента и окислителя в воде. Производительность скважины от 30 MCFD изменилась до 200 MCFD, демонстрируя то, что проблема с мелочью по существу была устранена.
Пример 14
100 граммов образца в виде песка 20/40 Brady подвергали обработке (2% концентрата полимерного катионного полиакриламида, 94% воды с последующим добавлением 4% активатора в виде смеси уксусный ангидрид/уксусная кислота) при использовании 100 мл катионной жидкой добавки, повышающей клейкость. После извлечения песок Brady демонстрировал желательные характеристики клейкости.
Пример 15
1 грамм образца активированной угольной мелочи подвергали обработке (2% концентрата полимерного катионного полиакриламида, 1% анионного поверхностно-активного вещества, 93% воды с последующим добавлением 4% активатора в виде смеси уксусный ангидрид/уксусная кислота) при использовании 100 мл катионной жидкой добавки, повышающей клейкость. Мелочь уплотняли в течение 5 минут до получения клейкой массы.
Пример 16
1 грамм образца активированной угольной мелочи подвергали обработке (2% концентрата полимерного катионного полиакриламида, 1% анионного поверхностно-активного вещества, 1% амфотерного поверхностно-активного вещества, 92% воды с последующим добавлением 4% активатора в виде смеси уксусный ангидрид/уксусная кислота) при использовании 100 мл катионной жидкой добавки, повышающей клейкость. Мелочь уплотняли в течение 5 минут до получения клейкой массы.
Поэтому настоящее изобретение хорошо адаптировано для достижения как упомянутых целей и преимуществ, так и тех из них, которые присущи настоящему изобретению. Несмотря на то что специалистом в соответствующей области техники могут быть сделаны многочисленные изменения, такие изменения включаются в сущность данного изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения.
Claims (44)
1. Способ подавления образования частиц, включающий:
размещение водного соединения, повышающего клейкость, в часть подземного пласта, содержащего неуплотненные частицы, где водное соединение, повышающее клейкость, включает полимер акриловой кислоты, полимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер акриламидо-метил-пропансульфоната, полимер производного акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриловой кислоты/акриламидо-метил-пропансульфоната и их сополимеры или их смеси; и активацию водного соединения, повышающего клейкость, при помощи активатора, который способен делать водное соединение, повышающее клейкость, нерастворимым в водном растворе, с образованием незатвердевающего покрытия, причем активатор содержит органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию.
размещение водного соединения, повышающего клейкость, в часть подземного пласта, содержащего неуплотненные частицы, где водное соединение, повышающее клейкость, включает полимер акриловой кислоты, полимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер акриламидо-метил-пропансульфоната, полимер производного акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриловой кислоты/акриламидо-метил-пропансульфоната и их сополимеры или их смеси; и активацию водного соединения, повышающего клейкость, при помощи активатора, который способен делать водное соединение, повышающее клейкость, нерастворимым в водном растворе, с образованием незатвердевающего покрытия, причем активатор содержит органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию.
2. Способ по п.1, где водное соединение, повышающее клейкость, перемешивают с рабочей жидкостью до размещения в части подземного пласта.
3. Способ по п.2, где рабочая жидкость включает водную жидкость, эмульсию или пену.
4. Способ по п.2, где рабочая жидкость включает пресную воду, соленую воду или их комбинацию.
5. Способ по п.2, где рабочая жидкость является сшитой.
6. Способ по п.1, где водное соединение, повышающее клейкость, активируют до введения водного соединения, повышающего клейкость, в подземный пласт.
7. Способ по п.1, где водное соединение, повышающее клейкость, активируют при введении водного соединения, повышающего клейкость, в подземный пласт.
8. Способ по п.1, где водное соединение, повышающее клейкость, активируют после введения водного соединения, повышающего клейкость, в подземный пласт.
9. Способ по п.1, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с поверхностями, характеризующимися положительным зета-потенциалом.
10. Способ по п.1, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с гидрофобными поверхностями.
11. Способ по п.1, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с поверхностями, характеризующимися отрицательным зета-потенциалом.
12. Способ по п.1, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с гидрофильными поверхностями.
13. Способ по п.1, где активация водного соединения, повышающего клейкость, включает дестабилизацию водного соединения, повышающего клейкость.
14. Способ по п.1, где активация водного соединения, повышающего клейкость, включает воздействие указанного активатора на водное соединение, повышающее клейкость.
15. Способ по п.1, где активатор включает смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид.
16. Способ по п.1, до размещения водного соединения, повышающего клейкость, в части подземной трещины, дополнительно включающий введение состава для предварительной обработки приствольной зоны в часть подземного пласта.
17. Способ по п.16, где составы для предварительной обработки приствольной зоны вводят в подземную трещину до введения в подземную трещину водного соединения, повышающего клейкость.
18. Способ по п.16, где состав для предварительной обработки приствольной зоны включает заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию.
19. Способ нанесения покрытия на часть поверхности в подземном пласте, включающий:
по существу нанесение покрытия с использованием водного соединения, повышающего клейкость, на часть подземного пласта, где водное соединение, повышающее клейкость, включает полимер акриловой кислоты, полимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер акриламидо-метил-пропансульфоната, полимер производного акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриловой кислоты/акриламидо-метил-пропансульфоната и их сополимеры или их смеси; и активацию водного соединения, повышающего клейкость, при помощи активатора, который способен делать водное соединение, повышающее клейкость, нерастворимым в водном растворе, с образованием незатвердевающего покрытия, причем активатор содержит органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию.
по существу нанесение покрытия с использованием водного соединения, повышающего клейкость, на часть подземного пласта, где водное соединение, повышающее клейкость, включает полимер акриловой кислоты, полимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер акриламидо-метил-пропансульфоната, полимер производного акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриловой кислоты/акриламидо-метил-пропансульфоната и их сополимеры или их смеси; и активацию водного соединения, повышающего клейкость, при помощи активатора, который способен делать водное соединение, повышающее клейкость, нерастворимым в водном растворе, с образованием незатвердевающего покрытия, причем активатор содержит органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию.
20. Способ по п.19, где водное соединение, повышающее клейкость, перемешивают с рабочей жидкостью до размещения в части подземного пласта.
21. Способ по п.20, где рабочая жидкость включает водную жидкость, эмульсию или пену.
22. Способ по п.20, где рабочая жидкость включает пресную воду, соленую воду или их комбинацию.
23. Способ по п.20, где рабочая жидкость является сшитой.
24. Способ по п.19, где водное соединение, повышающее клейкость, активируют до введения водного соединения, повышающего клейкость, в подземный пласт.
25. Способ по п.19, где водное соединение, повышающее клейкость, активируют при введении водного соединения, повышающего клейкость, в подземный пласт.
26. Способ по п.19, где водное соединение, повышающее клейкость, активируют после введения водного соединения, повышающего клейкость, в подземный пласт.
27. Способ по п.19, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с поверхностями, характеризующимися положительным зета-потенциалом.
28. Способ по п.19, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с гидрофобными поверхностями.
29. Способ по п.19, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с поверхностями, характеризующимися отрицательным зета-потенциалом.
30. Способ по п.19, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с гидрофильными поверхностями.
31. Способ по п.19, где активация водного соединения, повышающего клейкость, включает дестабилизацию водного соединения, повышающего клейкость.
32. Способ по п.19, где активация водного соединения, повышающего клейкость, включает воздействие активатора на водное соединение, повышающее клейкость.
33. Способ по п.19, где активатор включает смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид.
34. Способ по п.19, до нанесения покрытия с использованием по существу водного соединения, повышающего клейкость, на часть подземного пласта, дополнительно включающий введение состава для предварительной обработки приствольной зоны в часть подземного пласта.
35. Способ по п.34, где состав для предварительной обработки приствольной зоны включает заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию.
36. Состав для обработки приствольной зоны, предназначенный для подавления образования мелких частиц, включающий рабочую жидкость и водное соединение, повышающее клейкость, где водное соединение, повышающее клейкость, включает полимер акриловой кислоты, полимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер акриламидо-метил-пропансульфоната, полимер производного акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриламидо-метил-пропансульфоната, сополимер акриловой кислоты/акриламидо-метил-пропансульфоната и их сополимеры или их смеси, и дополнительно содержит активатор, который способен делать водное соединение, повышающее клейкость, нерастворимым в водном растворе, образуя незатвердевающее покрытие, причем активатор содержит органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное поверхностно-активное вещество, заряженный полимер или их комбинацию.
37. Состав для обработки приствольной зоны по п.36, где рабочая жидкость включает водную жидкость, эмульсию или пену.
38. Состав для обработки приствольной зоны по п.36, где рабочая жидкость включает пресную воду, соленую воду или их комбинацию.
39. Состав для обработки приствольной зоны по п.36, где рабочая жидкость является сшитой.
40. Состав для обработки приствольной зоны по п.36, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с поверхностями, характеризующимися положительным зета-потенциалом.
41. Состав для обработки приствольной зоны по п.36, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с гидрофобными поверхностями,
42. Состав для обработки приствольной зоны по п.36, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с поверхностями, характеризующимися отрицательным зета-потенциалом.
43. Состав для обработки приствольной зоны по п.36, где водное соединение, повышающее клейкость, предпочтительно связывается с гидрофильными поверхностями.
44. Состав для обработки приствольной зоны по п.36, где активатор включает смесь уксусная кислота/уксусный ангидрид.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/864,061 | 2004-06-09 | ||
| US10/864,061 US8076271B2 (en) | 2004-06-09 | 2004-06-09 | Aqueous tackifier and methods of controlling particulates |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006147287A RU2006147287A (ru) | 2008-07-20 |
| RU2382173C2 true RU2382173C2 (ru) | 2010-02-20 |
Family
ID=34968223
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006147287/03A RU2382173C2 (ru) | 2004-06-09 | 2005-05-17 | Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8076271B2 (ru) |
| CN (1) | CN1985067B (ru) |
| AU (1) | AU2005252418B2 (ru) |
| CA (1) | CA2565171A1 (ru) |
| DE (1) | DE112005001351T5 (ru) |
| GB (1) | GB2429997C (ru) |
| RU (1) | RU2382173C2 (ru) |
| UA (1) | UA92152C2 (ru) |
| WO (1) | WO2005121501A2 (ru) |
| ZA (1) | ZA200610278B (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011136679A1 (en) * | 2010-04-27 | 2011-11-03 | Schlumberger Canada Limited | Subterranean reservoir treatment method |
| RU2696644C1 (ru) * | 2018-03-05 | 2019-08-09 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах |
Families Citing this family (124)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6691780B2 (en) | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| US8541051B2 (en) | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
| US7204311B2 (en) * | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
| US7829507B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
| US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
| 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 |
| US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
| EP2196394B1 (en) | 2004-06-14 | 2012-12-05 | Pratt & Whitney Line Maintenance Services, Inc. | Method for collecting and treating waste water from engine washing |
| 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 |
| US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
| US7325608B2 (en) * | 2004-12-01 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| US7261157B2 (en) * | 2004-12-08 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling particulate segregation in slurries |
| US8113283B2 (en) | 2004-12-08 | 2012-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving low-quality proppant and method of using low-quality proppant in subterranean operations |
| US7748451B2 (en) * | 2004-12-08 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving low-quality proppant and method of using low-quality proppant in subterranean operations |
| 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 |
| US20060169182A1 (en) | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US20080009423A1 (en) | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
| US8598092B2 (en) | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
| US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
| US7662753B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7677315B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US20060260808A1 (en) * | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Weaver Jim D | Methods of treating particulates and use in subterranean formations |
| US7318474B2 (en) * | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
| US20080110624A1 (en) * | 2005-07-15 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells |
| US7493957B2 (en) * | 2005-07-15 | 2009-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and sand production in subterranean wells |
| US7484564B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US7595280B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
| US7350579B2 (en) * | 2005-12-09 | 2008-04-01 | Clearwater International Llc | Sand aggregating reagents, modified sands, and methods for making and using same |
| US8614171B2 (en) * | 2006-01-04 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for stimulating liquid-sensitive subterranean formations |
| US8132623B2 (en) | 2006-01-23 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using lost circulation compositions |
| US7776797B2 (en) | 2006-01-23 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions |
| US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
| US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
| US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
| US7665517B2 (en) | 2006-02-15 | 2010-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
| US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080060811A1 (en) * | 2006-09-13 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to control the physical interface between two or more fluids |
| US7687438B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US7678743B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
| US20080078545A1 (en) * | 2006-09-28 | 2008-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids viscosifield with modified xanthan and associated methods for well completion and stimulation |
| US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
| US8082994B2 (en) * | 2006-12-05 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing fracture conductivity in subterranean formations |
| US8220548B2 (en) | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
| US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
| US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
| US7690431B2 (en) * | 2007-11-14 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US8598094B2 (en) * | 2007-11-30 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations |
| CN101239794B (zh) * | 2007-12-28 | 2010-12-15 | 河海大学 | 水泥基材料的增粘剂和制备方法及其应用 |
| US7703520B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and associated methods |
| US7712529B2 (en) * | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
| US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
| US7814973B2 (en) * | 2008-08-29 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7841409B2 (en) * | 2008-08-29 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7866383B2 (en) * | 2008-08-29 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| US8119576B2 (en) | 2008-10-10 | 2012-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ceramic coated particulates |
| US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
| US8579028B2 (en) | 2009-06-09 | 2013-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tackifying agent pre-coated particulates |
| US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
| US8136593B2 (en) | 2009-08-07 | 2012-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for maintaining conductivity of proppant pack |
| US8136595B2 (en) | 2009-08-07 | 2012-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate flowback and migration in a subterranean formation |
| US8167042B2 (en) * | 2009-11-18 | 2012-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of forming self-diverting high-rate water packs |
| US8720555B2 (en) | 2009-11-18 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-diverting high-rate water packs |
| US20130161003A1 (en) * | 2009-12-31 | 2013-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant placement |
| US8875786B2 (en) * | 2010-03-24 | 2014-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sand control in injection wells |
| US8936087B2 (en) | 2010-03-24 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sand control in injection wells |
| US8268758B2 (en) | 2010-04-14 | 2012-09-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Consolidating emulsions comprising convertible surfactant compositions and methods related thereto |
| US8448706B2 (en) * | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US8276663B2 (en) | 2010-09-28 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods for reducing biological load in subterranean formations |
| WO2012061147A1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-05-10 | Isp Investments Inc. | Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers |
| US20130048282A1 (en) | 2011-08-23 | 2013-02-28 | David M. Adams | Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore |
| US8936086B2 (en) | 2011-10-04 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid loss control, diversion, and sealing using deformable particulates |
| US8936114B2 (en) | 2012-01-13 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composites comprising clustered reinforcing agents, methods of production, and methods of use |
| US8881813B2 (en) * | 2012-03-26 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming high-porosity fractures in weakly consolidated or unconsolidated formations |
| US9850748B2 (en) | 2012-04-30 | 2017-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propping complex fracture networks in tight formations |
| US20130312962A1 (en) | 2012-05-22 | 2013-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing the Conductivity of Propped Fractures |
| US8997868B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using nanoparticle suspension aids in subterranean operations |
| US9309454B2 (en) | 2012-07-20 | 2016-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of expandable self-removing filler material in fracturing operations |
| US8985213B2 (en) | 2012-08-02 | 2015-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Micro proppants for far field stimulation |
| US9080094B2 (en) | 2012-08-22 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing well productivity in weakly consolidated or unconsolidated formations |
| US8863842B2 (en) | 2012-08-27 | 2014-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for propping fractures using proppant-laden aggregates and shear-thickening fluids |
| US8936083B2 (en) | 2012-08-28 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming pillars and channels in propped fractures |
| US9260650B2 (en) | 2012-08-29 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering settling of proppant aggregates in subterranean operations |
| US8960284B2 (en) | 2012-08-29 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hindering the settling of proppant aggregates |
| US9540561B2 (en) | 2012-08-29 | 2017-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming highly conductive propped fractures |
| US9169433B2 (en) | 2012-09-27 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing well productivity and minimizing water production using swellable polymers |
| US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| AU2012393530B2 (en) | 2012-10-30 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid compositions and methods for use thereof in subterranean formations |
| US9790416B2 (en) | 2012-10-30 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid compositions and methods for use thereof in subterranean formations |
| US9279077B2 (en) | 2012-11-09 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming and placing proppant pillars into a subterranean formation |
| US9321956B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of particulates in a subterranean formation |
| US9429005B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of proppant in a subterranean formation |
| US9932513B2 (en) | 2013-01-23 | 2018-04-03 | Haliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising stabilized heteropolysaccharides and related methods |
| US9322231B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US20140209307A1 (en) | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US9410065B2 (en) | 2013-01-29 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Precipitated particles and wellbore fluids and methods relating thereto |
| US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US10407988B2 (en) | 2013-01-29 | 2019-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US9175529B2 (en) | 2013-02-19 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with interlocking lost circulation materials |
| US10822935B2 (en) | 2013-03-04 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of treating a subterranean formation with natural gas |
| WO2014137625A1 (en) * | 2013-03-04 | 2014-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing with liquefied natural gas |
| US8935957B2 (en) | 2013-03-13 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material |
| AU2013404976B2 (en) * | 2013-11-11 | 2017-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing propped fracture conductivity |
| EP3608385A1 (en) | 2013-11-18 | 2020-02-12 | The Lubrizol Corporation | Methods and compositions for creating high conductivity fractures |
| US10428264B2 (en) | 2014-12-12 | 2019-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Breaker coated particulates for use in subterranean formation operations |
| US20160333257A1 (en) * | 2015-03-30 | 2016-11-17 | Falcon Fabrication & Formulation, LLC | Renewable resource and waste material derivatives for oil and gas recovery |
| SG11201708643YA (en) | 2015-05-27 | 2017-11-29 | Lubrizol Oilfield Solutions Inc | Polymeric compositions agglomerating compositions, modified solid materials, and methods for making and using same |
| CA3005708A1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silane-based tackifiers for treatment of subterranean formations |
| CN105424593B (zh) * | 2016-01-26 | 2018-01-19 | 中国石油大学(华东) | 一种自聚性支撑剂自聚强度的评价方法 |
| GB2561820B (en) | 2017-04-06 | 2022-08-17 | Petroliam Nasional Berhad Petronas | Method of consolidating a subterranean formation by particle agglomeration |
| KR20200014353A (ko) * | 2017-06-02 | 2020-02-10 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 코팅된 실리카 입자 |
| CN109536158B (zh) * | 2017-09-21 | 2021-11-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低密度陶粒支撑剂及其制备方法 |
| WO2019169215A1 (en) * | 2018-03-02 | 2019-09-06 | Lake Country Fracwater Specialists, Llc | Treatment of oil and gas wells and oil handling equipment |
| US11377581B2 (en) | 2018-11-07 | 2022-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for controlling migration of particulates |
| US11230661B2 (en) | 2019-09-05 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
Family Cites Families (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BE791128A (fr) * | 1971-11-12 | 1973-05-09 | Bayer Ag | Polyamines contenant des groupes acides et leur procede de preparation |
| US4107057A (en) * | 1977-01-19 | 1978-08-15 | Halliburton Company | Method of preparing and using acidizing and fracturing compositions, and fluid loss additives for use therein |
| US4681165A (en) * | 1984-03-01 | 1987-07-21 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous chemical wash compositions |
| GB8412423D0 (en) | 1984-05-16 | 1984-06-20 | Allied Colloids Ltd | Polymeric compositions |
| US4636572A (en) * | 1985-03-11 | 1987-01-13 | Phillips Petroleum Company | Permeability contrast correction employing propionate-sequestered chromium(III) prepared by nitrite/dichromate redox |
| US4772646A (en) | 1986-11-17 | 1988-09-20 | Halliburton Company | Concentrated hydrophilic polymer suspensions |
| US4940091A (en) * | 1989-01-03 | 1990-07-10 | Mobil Oil Corporation | Method for selectively plugging a zone having varying permeabilities with a temperature activated gel |
| US5071890A (en) * | 1989-01-03 | 1991-12-10 | Mobil Oil Corp. | Composition for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| US5095987A (en) * | 1991-01-31 | 1992-03-17 | Halliburton Company | Method of forming and using high density particulate slurries for well completion |
| US5278203A (en) | 1991-03-21 | 1994-01-11 | Halliburton Company | Method of preparing and improved liquid gelling agent concentrate and suspendable gelling agent |
| US5249627A (en) * | 1992-03-13 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Method for stimulating methane production from coal seams |
| US5327968A (en) * | 1992-12-30 | 1994-07-12 | Halliburton Company | Utilizing drilling fluid in well cementing operations |
| US5381864A (en) * | 1993-11-12 | 1995-01-17 | Halliburton Company | Well treating methods using particulate blends |
| US6047772A (en) * | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5775425A (en) * | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5839510A (en) * | 1995-03-29 | 1998-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5787986A (en) * | 1995-03-29 | 1998-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5501274A (en) * | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5582249A (en) * | 1995-08-02 | 1996-12-10 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US6209643B1 (en) * | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
| US5960878A (en) * | 1995-03-29 | 1999-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of protecting well tubular goods from corrosion |
| US5833000A (en) * | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5697440A (en) * | 1996-01-04 | 1997-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US7918289B2 (en) * | 1996-07-24 | 2011-04-05 | M-I L.L.C. | Method of completing a well with sand screens |
| 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 |
| JPH1111986A (ja) * | 1997-04-25 | 1999-01-19 | Takeda Chem Ind Ltd | 光ファイバ被覆用樹脂組成物 |
| US5924488A (en) * | 1997-06-11 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preventing well fracture proppant flow-back |
| US5921317A (en) * | 1997-08-14 | 1999-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coating well proppant with hardenable resin-fiber composites |
| US5975206A (en) * | 1998-03-31 | 1999-11-02 | Bj Services Company | Acid gels for fracturing subterranean formations |
| US6016870A (en) * | 1998-06-11 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean zones |
| US6534449B1 (en) * | 1999-05-27 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corp. | Removal of wellbore residues |
| US6311773B1 (en) * | 2000-01-28 | 2001-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin composition and methods of consolidating particulate solids in wells with or without closure pressure |
| US6450260B1 (en) * | 2000-07-07 | 2002-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Sand consolidation with flexible gel system |
| US6439309B1 (en) * | 2000-12-13 | 2002-08-27 | Bj Services Company | Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations |
| US6828280B2 (en) | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
| US6732800B2 (en) * | 2002-06-12 | 2004-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of completing a well in an unconsolidated formation |
| US6877560B2 (en) * | 2002-07-19 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services | Methods of preventing the flow-back of particulates deposited in subterranean formations |
| US6978836B2 (en) | 2003-05-23 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production |
| US7413010B2 (en) * | 2003-06-23 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remediation of subterranean formations using vibrational waves and consolidating agents |
| US7178596B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7044220B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7237609B2 (en) | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
| US7204311B2 (en) * | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7040403B2 (en) * | 2003-08-27 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7063151B2 (en) * | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
| US7261157B2 (en) * | 2004-12-08 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling particulate segregation in slurries |
| US7748451B2 (en) * | 2004-12-08 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving low-quality proppant and method of using low-quality proppant in subterranean operations |
| US7947628B2 (en) * | 2006-10-24 | 2011-05-24 | M-I L.L.C. | Method of improving solids separation efficiency |
-
2004
- 2004-06-09 US US10/864,061 patent/US8076271B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-05-17 GB GB0623403A patent/GB2429997C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-05-17 ZA ZA200610278A patent/ZA200610278B/en unknown
- 2005-05-17 WO PCT/GB2005/001946 patent/WO2005121501A2/en active Application Filing
- 2005-05-17 CA CA002565171A patent/CA2565171A1/en not_active Abandoned
- 2005-05-17 AU AU2005252418A patent/AU2005252418B2/en active Active
- 2005-05-17 RU RU2006147287/03A patent/RU2382173C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-05-17 UA UAA200700220A patent/UA92152C2/ru unknown
- 2005-05-17 DE DE112005001351T patent/DE112005001351T5/de not_active Withdrawn
- 2005-05-17 CN CN2005800188842A patent/CN1985067B/zh not_active Expired - Fee Related
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011136679A1 (en) * | 2010-04-27 | 2011-11-03 | Schlumberger Canada Limited | Subterranean reservoir treatment method |
| RU2564298C2 (ru) * | 2010-04-27 | 2015-09-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземных пластов |
| RU2696644C1 (ru) * | 2018-03-05 | 2019-08-09 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ снижения пескопроявлений в газовых скважинах |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE112005001351T5 (de) | 2007-06-06 |
| WO2005121501A2 (en) | 2005-12-22 |
| ZA200610278B (en) | 2008-06-25 |
| UA92152C2 (ru) | 2010-10-11 |
| GB2429997C (en) | 2011-12-28 |
| CN1985067A (zh) | 2007-06-20 |
| GB2429997A (en) | 2007-03-14 |
| RU2006147287A (ru) | 2008-07-20 |
| CA2565171A1 (en) | 2005-12-22 |
| US8076271B2 (en) | 2011-12-13 |
| GB2429997B (en) | 2009-06-03 |
| CN1985067B (zh) | 2012-02-22 |
| GB0623403D0 (en) | 2007-01-03 |
| AU2005252418B2 (en) | 2010-07-15 |
| AU2005252418A1 (en) | 2005-12-22 |
| US20050277554A1 (en) | 2005-12-15 |
| WO2005121501A3 (en) | 2006-04-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2382173C2 (ru) | Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц | |
| AU2005313132B2 (en) | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation | |
| CA2565174C (en) | Aqueous-based tackifier fluids and methods of use | |
| US7261157B2 (en) | Methods of controlling particulate segregation in slurries | |
| US9051509B2 (en) | Slow release breaker treatment fluids and their associated methods of use | |
| US7584791B2 (en) | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan | |
| US7823642B2 (en) | Control of fines migration in well treatments | |
| US10087362B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
| US20130161003A1 (en) | Proppant placement | |
| EP2185666A1 (en) | Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods | |
| US20110224109A1 (en) | Reversible Peptide Surfactants For Oilfield Applications | |
| CA2805615A1 (en) | Well servicing fluid | |
| RU2530801C2 (ru) | Полисахаридный флюид для обработки приствольной зоны и способ обработки находящегося в недрах земли пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160518 |