RU2401940C2 - Способы контроля миграции твердых частиц в подземном пласте - Google Patents
Способы контроля миграции твердых частиц в подземном пласте Download PDFInfo
- Publication number
- RU2401940C2 RU2401940C2 RU2007139701/03A RU2007139701A RU2401940C2 RU 2401940 C2 RU2401940 C2 RU 2401940C2 RU 2007139701/03 A RU2007139701/03 A RU 2007139701/03A RU 2007139701 A RU2007139701 A RU 2007139701A RU 2401940 C2 RU2401940 C2 RU 2401940C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- resin
- combination
- fluid
- formation
- aldehyde
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 96
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 238000013508 migration Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 230000005012 migration Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 title abstract description 26
- 239000007787 solid Substances 0.000 title abstract description 23
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims abstract description 54
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 52
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 32
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 19
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007777 multifunctional material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000003021 water soluble solvent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims abstract description 7
- HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N furfural Chemical compound O=CC1=CC=CO1 HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- -1 dihalide Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N Dialdehyde 11678 Chemical compound N1C2=CC=CC=C2C2=C1[C@H](C[C@H](/C(=C/O)C(=O)OC)[C@@H](C=C)C=O)NCC2 ZNZYKNKBJPZETN-WELNAUFTSA-N 0.000 claims abstract 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 43
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 43
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 26
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 19
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 19
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 19
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 10
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical group CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 9
- XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N furfuryl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CO1 XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004645 polyester resin Substances 0.000 claims description 7
- 229920005749 polyurethane resin Polymers 0.000 claims description 7
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 claims description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000007849 furan resin Substances 0.000 claims description 6
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 6
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 claims description 5
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 5
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 claims description 5
- 125000005600 alkyl phosphonate group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanol Chemical compound COCCOCCO SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound COC(C)COC(C)CO CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- YSUQLAYJZDEMOT-UHFFFAOYSA-N 2-(butoxymethyl)oxirane Chemical compound CCCCOCC1CO1 YSUQLAYJZDEMOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- VATRWWPJWVCZTA-UHFFFAOYSA-N 3-oxo-n-[2-(trifluoromethyl)phenyl]butanamide Chemical compound CC(=O)CC(=O)NC1=CC=CC=C1C(F)(F)F VATRWWPJWVCZTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N Butyl acetate Natural products CCCCOC(C)=O DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- MRABAEUHTLLEML-UHFFFAOYSA-N Butyl lactate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)O MRABAEUHTLLEML-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CKOYRRWBOKMNRG-UHFFFAOYSA-N Furfuryl acetate Chemical compound CC(=O)OCC1=CC=CO1 CKOYRRWBOKMNRG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001191 butyl (2R)-2-hydroxypropanoate Substances 0.000 claims description 3
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 235000019387 fatty acid methyl ester Nutrition 0.000 claims description 3
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 3
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000025 natural resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 claims description 3
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 3
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002803 thermoplastic polyurethane Polymers 0.000 claims description 3
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N Furan Chemical compound C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 claims 2
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 claims 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 claims 2
- OBXQRJAQMQQZMY-UHFFFAOYSA-N 4-butoxybutan-1-ol Chemical compound CCCCOCCCCO OBXQRJAQMQQZMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 229960000587 glutaral Drugs 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 81
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 8
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 5
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 4
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- HDNHWROHHSBKJG-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;furan-2-ylmethanol Chemical compound O=C.OCC1=CC=CO1 HDNHWROHHSBKJG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 239000011342 resin composition Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- UUIPAJHTKDSSOK-UHFFFAOYSA-N (2-nonylphenyl) dihydrogen phosphate Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1OP(O)(O)=O UUIPAJHTKDSSOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001800 Shellac Polymers 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 229910001651 emery Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002373 hemiacetals Chemical class 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000004208 shellac Substances 0.000 description 1
- ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N shellac Chemical compound OCCCCCC(O)C(O)CCCCCCCC(O)=O.C1C23[C@H](C(O)=O)CCC2[C@](C)(CO)[C@@H]1C(C(O)=O)=C[C@@H]3O ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N 0.000 description 1
- 235000013874 shellac Nutrition 0.000 description 1
- 229940113147 shellac Drugs 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 238000010618 wire wrap Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Images
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
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5753—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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5755—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам контроля твердых частиц, таких как расклинивающий агент и пластовые пески, в подземных пластах. Технический результат - уменьшение вероятности повреждения поземного пласта и ствола скважины с одновременным экономическим эффектом. Способ контроля миграции твердых частиц в участке подземного пласта и способ создания стабилизированной области вокруг участка подземного пласта вокруг ствола скважины, имеющего установленный сетчатый фильтр или хвостовик в указанном участке подземного пласта, включают: помещение текучей среды для предварительной промывки в участок подземного пласта, последующее помещение маловязкого адгезива, разведенного водорастворимым растворителем и имеющего вязкость менее 100 сантипуаз, в участок подземного пласта, обеспечение контакта маловязкого адгезива с мелкими частицами или пластовыми песками, расположенными в участке подземного пласта; при этом обрабатываемый участок подземного пласта имеет восстановленную проницаемость, равную, по меньшей мере, примерно 70%, причем маловязкий адгезив содержит неводный агент для повышения клейкости, который дополнительно включает мультифункциональный материал, имеющий количество от около 0,01% до около 50% по массе неводного агента для повышения клейкости, при этом мультифункциональный материал содержит, по меньшей мере, один мультифункциональный материал, выбранный из группы, состоящей из альдегида, диальдегида, высвобождающего альдегид соединения, дигалогенида, ангидрида поликислоты, эпоксида, фурфуральдегида, продукта конденсации глутарового альдегида, продукта конденсации альдегида и любой их комбинации. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.
Description
Предшествующий уровень техники
Настоящее изобретение относится к способам контроля миграции твердых частиц, таких как расклинивающий агент и пластовые пески, в подземных пластах с использованием маловязких растворов адгезивов.
Углеводородные скважины часто расположены в подземных зонах, которые содержат неконсолидированные твердые частицы, способные мигрировать в подземном пласте вместе с нефтью, газом, водой и/или другими текучими средами, добываемыми из скважин. Присутствие твердых частиц, таких как пластовый песок, в добываемых текучих средах представляется неблагоприятным и нежелательным, поскольку твердые частицы могут способствовать износу трением насосного и другого производственного оборудования и снижать производительность продуктивных зон добычи текучей среды. Использованный здесь термин “неконсолидированный” при его применении в отношении участка подземного пласта относится к участкам, содержащим рыхлые твердые частицы, и к участкам, содержащим связанные твердые частицы, имеющие недостаточную прочность связывания, чтобы противостоять силам, возникающим вследствие добычи текучих сред сквозь зоны.
Один способ контроля твердых частиц в неконсолидированных пластах включает помещение фильтрующего слоя, содержащего гравий, вблизи ствола скважины для создания физического барьера перемещению неконсолидированных частиц пласта при добыче углеводородов. Обычно так называемые “операции гравийной набивки” включают закачивание и помещение некоторого количества требуемой массы твердых частиц в неконсолидированный пласт в область, примыкающую к стволу скважины. Один общепринятый тип операций гравийной набивки включает помещение фильтра гравийной набивки в ствол скважины и заполнение окружающего кольцевого пространства между фильтром и стволом скважины набивкой из гравия определенного класса крупности для предотвращения проникновения пластового песка. Фильтр для гравийной набивки обычно представляет собой фильтрационную установку, используемую для удерживания помещенного гравия при операциях гравийной набивки. Доступен широкий ассортимент классов крупности и конфигураций фильтров, подходящих для используемого песка гравийной набивки. Подобно этому, доступен широкий ассортимент классов крупности гравия, подходящих для неконсолидированных или плохо консолидированных твердых частиц подземного пласта. Итоговая структура представляет собой барьер для миграции песка из пласта, допускающий в то же время течение текучей среды. При гравийной набивке гравий вводят в пласт в форме взвеси, смешивая гравий с вязкой обрабатывающей жидкостью. Как только гравий помещен в ствол скважины, вязкость обрабатывающей жидкости понижается и она возвращается на поверхность. При некоторых операциях с гравийной набивки, обычно известных как операции “высокоскоростной водной набивки”, вязкость обрабатывающей жидкости несколько снижается, но все же гравий остается в суспензии, так как обработка происходит при значительно большей вязкости. Гравийные набивки обеспечивают, в частности, стабилизацию пласта и минимальное уменьшение производительности скважины. Гравий, в частности, обеспечивает предотвращение окклюзии фильтра твердыми частицами породы или их миграцию вместе с добываемыми текучими средами, а фильтр, в частности, предотвращает проникновение гравия в систему трубопроводов. Установка таких набивок может требовать затрат времени и оказаться дорогостоящей. Вследствие необходимости затрат времени и средств желательно размещать фильтр без гравия, и особенно в случаях, когда размещают раздвижной фильтр, помещение слоя гравия между раздвижным фильтром и стволом скважины может оказаться невозможным. Даже в случаях, когда размещение фильтра без гравия оказывается осуществимым, часто трудно определить подходящий размер фильтра, поскольку для пластовых песков существует тенденция к широкому распределению частиц песка по зернистости. Когда существует возможность для течения через фильтр небольших количеств песка, значительной проблемой становится эрозия пласта. В результате размещение гравия, а также фильтра часто представляется необходимым для обеспечения контроля пластовых песков.
Другой способ, используемый для контроля твердых частиц в неконсолидированных пластах, включает консолидацию неконсолидированных подземных продуктивных зон в стабильные проницаемые массы с применением смолы, за которой следуют разделительная жидкость, катализатор и текучая среда для последующей промывки. Такое применение смолы может оказаться проблематичным, когда, например, используют недостаточное количество разделительной жидкости между стадией подачи смолы и стадией подачи внешнего катализатора. Смола может прийти в контакт с внешним катализатором в самом стволе скважины, а не в неконсолидированной подземной продуктивной зоне. Когда смола вступает в контакт с внешним катализатором, имеет место экзотермическая реакция, что может привести к быстрой полимеризации, потенциально вредной для пласта по причине закупоривания каналов скважины, неравномерному нагнетанию, если ствол скважины закупоривается твердым материалом, или иметь результатом взрыв в скважине, вызванный теплотой полимеризации. Также применение данных общепринятых способов для обработки отрезков неконсолидированных районов представляется непрактичным по причине трудности в определении того, успешно ли обработан весь интервал смолой и внешним катализатором.
Другой способ, используемый для контроля твердых частиц в неконсолидированных пластах, включает консолидацию неконсолидированных подземных продуктивных зон в стабильные проницаемые массы путем введения раствора для предварительной промывки в участок подземного пласта с последующим помещением маловязкой смолы или повышающего клейкость вещества, за которыми следует помещение в пласт последующей промывки для восстановления проницаемости пласта. Известно, что отказ от помещения в обрабатываемый участок пласта последующей промывки приводил к понижению общей проницаемости участка пласта. Поскольку добыча жидкости из пласта связана с проницаемостью пласта, данное обстоятельство являлось крайне нежелательным.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к способам контроля миграции твердых частиц, таких как расклинивающий агент и пластовые пески, в подземных пластах с использованием маловязких растворов адгезивов.
Одно осуществление настоящего изобретения предоставляет способы контроля миграции твердых частиц в участке подземного пласта, включающие помещение текучей среды для предварительной промывки в участок подземного пласта и затем помещение маловязкого адгезива, разведенного водорастворимым растворителем, в участок подземного пласта, при этом обрабатываемый участок подземного пласта имеет восстановленную проницаемость, равную, по меньшей мере, примерно 70%.
Другое осуществление настоящего изобретения предоставляет способы создания стабилизированной области вокруг участка подземного пласта вокруг ствола скважины, имеющего установленный сетчатый фильтр или хвостовик в указанном участке подземного пласта, включающие помещение текучей среды для предварительной промывки в участок подземного пласта и затем помещение маловязкого адгезива, разведенного водорастворимым растворителем, в указанный участок подземного пласта, при этом обрабатываемый участок подземного пласта имеет восстановленную проницаемость, равную, по меньшей мере, примерно 70%.
Другие дополнительные задачи, характеристики и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники из нижеследующего описания предпочтительных вариантов осуществления.
Описание предпочтительных вариантов осуществления
Настоящее изобретение относится к способам контроля миграции твердых частиц, таких как расклинивающий агент и пластовые пески, в подземных пластах с использованием маловязких растворов адгезивов.
Одно осуществление настоящего изобретения предоставляет способ контроля твердых частиц в подземном пласте, включающий помещение текучей среды для предварительной промывки в участок подземного пласта и затем помещение маловязкого раствора адгезива в участок подземного пласта. Способы настоящего изобретения не предполагают использования текучей среды для последующей промывки, но, тем не менее, это не приводит к понижению проницаемости участка подземного пласта. В ранее известных способах консолидации твердых частиц внутри подземного пласта было необходимо помещать раствор для последующей промывки вскоре после помещения адгезива для предотвращения заполнения адгезивом значительной части коллекторной пористости и, таким образом, уменьшения проницаемости. Однако в настоящем изобретении обнаружено, что помещение относительно небольшого количества адгезива, разведенного тщательно подобранным водорастворимым растворителем, создает эффект, вследствие которого пластовая вода поглощается растворителем и адгезив поглощается поверхностью пласта, что приводит к образованию тонкого слоя адгезива на поверхностях внутри обработанного пласта. Материал, остающийся в поровом пространстве после отложения адгезива, представляет собой смесь растворителя и пластовой воды, которая, по существу, не уменьшает проницаемость коллектора. Фактически в некоторых случаях изменения капиллярного давления и поверхностного натяжения могут в действительности иметь результатом увеличение проницаемости для углеводородных текучих сред.
Используя способы настоящего изобретения, можно помещать адгезив без применения последующей промывки и добиться восстановленной проницаемости, равной, по меньшей мере, примерно 70%. Термин “восстановленная проницаемость” относится к проценту проницаемости участка подземного пласта после обработки, то есть это процент проницаемости после обработки, соотнесенный с проницаемостью до обработки. В некоторых осуществлениях настоящего изобретения восстановленная проницаемость равна, по меньшей мере, примерно 75%. В других осуществлениях настоящего изобретения восстановленная проницаемость равна, по меньшей мере, примерно 80%. В других дополнительных осуществлениях настоящего изобретения восстановленная проницаемость равна, по меньшей мере, примерно 85%. В других дополнительных осуществлениях настоящего изобретения восстановленная проницаемость равна, по меньшей мере, примерно 90%. За счет исключения необходимости в стадии последующей промывки реализация способов настоящего изобретения становится более экономичной, и при их применении вероятность повреждения обрабатываемого пласта оказывается значительно меньшей. Более того, несмотря на широко распространенное положение, что простое размещение композиции маловязкой смолы не обеспечивает достаточную механическую прочность для поддержания пласта, способы настоящего изобретения обладают способностью существенно стабилизировать твердые частицы так, что после завершения обработки предотвращается смещение или миграция рыхлых или слабо консолидированных твердых частиц. Это особенно важно для участков пластов, в которых желательно контролировать твердые частицы без использования гравийной набивки. В таких ситуациях способы настоящего изобретения предпочтительно в сочетании с использованием фильтра или хвостовика (которые могут представлять собой раздвижной или стандартный фильтр, или же перфорированный хвостовик или хвостовик со щелевидными отверстиями, или аналогичное устройство, известное в данной области техники) могут служить для контроля твердых частиц настолько успешно, что гравийная набивка уже не является необходимой. Таким образом, в способах настоящего изобретения с применением как маловязкого адгезива, так и фильтра/хвостовика фильтр/хвостовик можно использовать, в частности, для создания механической поддержки для предотвращения обрушения буровой скважины, тогда как маловязкий адгезив, в частности, создает вокруг ствола скважины стабильную проницаемую зону, которая противодействует миграции твердых частиц. Такие осуществления могут обеспечить эксплуатацию скважины с использованием только фильтра или только хвостовика (без гравийной набивки) для значительного большего диапазона свойств пласта, чем это считалось возможным ранее.
Способы настоящего изобретения могут быть использованы для широкого набора рабочих режимов по контролю твердых частиц. Например, они могут быть использованы в стволе скважины, имеющем смонтированные фильтр или хвостовик, где текучая среда для предварительной промывки и маловязкий адгезив помещены в пласт нагнетанием непосредственно через фильтр или хвостовик. Кроме того, они могут быть использованы в стволе скважины, имеющем смонтированную гравийную набивку (вместе со смонтированными фильтром или хвостовиком или без них), где текучая среда для предварительной промывки и маловязкий адгезив помещены в пласт нагнетанием непосредственно через гравийную набивку в качестве средства предотвращения повреждения вследствие миграции частиц продуктивной толщи или в качестве корректирующей обработки для устранения проблемы выноса песка. Кроме того, они могут быть использованы для уменьшения обратного притока расклинивающего агента из расклиненной трещины путем помещения текучей среды для предварительной промывки и маловязкого адгезива в сегмент подземного пласта с тем, чтобы заместить и протолкнуть неконсолидированные твердые частицы (расклинивающего агента или продуктивной толщи) в пласт или глубже в полосу расклинивающего агента, и путем удержания их на месте с применением адгезива по завершении рабочего режима.
Подходящие текучие среды для предварительной промывки включают либо углеводородную текучую среду, либо смесь жидкости на водной основе и поверхностно-активного вещества. Функция текучей среды для предварительной промывки заключается в том, чтобы подготовить твердые частицы пласта к введению адгезива. В настоящем изобретении может быть использована любая текучая среда для предварительной промывки, совместимая с используемым на последующей стадии адгезивом, способная облегчать образование покрытия из адгезива на подземных частицах и поверхностях и способствующая течению адгезива к точкам контакта между примыкающими твердыми частицами пласта. Пласты, подходящие для обработки способами настоящего изобретения, обычно смачиваются водой, и при использовании либо углеводородной текучей среды для предварительной промывки, либо текучей среды для предварительной промывки на водной основе совместно с подходящим поверхностно-активным веществом пласт может быть подготовлен к введению адгезива.
Когда используют углеводородную текучую среду для предварительной промывки, подходящие текучие среды включают жидкие углеводородные текучие среды, такие как керосин, дизельное топливо, сырая нефть, растворители на основе углеводородов, такие как ксилол, конденсаты на основе углеводородов, дистилляты на основе углеводородов и их комбинации. Обычно подходящая предварительная промывка является относительно дешевой, обладает малой вязкостью и позволяет свести к минимуму аварийность, и по этим соображениям керосин и дизельное топливо могут представлять собой предпочтительные углеводородные текучие среды для предварительной промывки в способах настоящего изобретения.
Когда используют водосодержащую текучую среду для предварительной промывки, водосодержащий жидкий компонент может представлять собой пресную воду, минерализованную воду (например, воду, содержащую одну или несколько растворенных солей), соляной раствор, морскую воду или любую другую водосодержащую жидкость, которая не взаимодействует неблагоприятным образом с другими компонентами, использованными по настоящему изобретению, или с подземным пластом. Поверхностно-активные вещества для введения в водосодержащие текучие среды для предварительной промывки включают названные, но не ограничены ими фосфатные сложные эфиры этоксилированного нонилфенола, смеси одного или нескольких катионных поверхностно-активных веществ, одно или несколько неионогенных поверхностно-активных веществ и алкилфосфонатное поверхностно-активное вещество. Подходящие смеси одного или нескольких катионных и неионогенных поверхностно-активных веществ описаны в патенте США №6311773, выданный 6 ноября 2001, описание которого включено в настоящую заявку посредством ссылки. Предпочтительным является C12-C22-алкилфосфонатное поверхностно-активное вещество. Использованные поверхностно-активное вещество или поверхностно-активные вещества включены в водосодержащую жидкость в количестве, достаточном для подготовки подземного пласта путем смачивания твердых частиц пласта к проведению обработки адгезивом для прикрепления смолы к твердым частицам. В некоторых осуществлениях настоящего изобретения водосодержащая текучая среда для предварительной промывки включает поверхностно-активное вещество в количестве, изменяющемся в диапазоне от около 0,1% до около 15% по массе водосодержащей жидкости.
Адгезивы, пригодные для использования в настоящем изобретении, включают неводные агенты для повышения клейкости, силилмодифицированные полиамиды и отверждаемые композиции смол. Выбор подходящего адгезива соотносится, по меньшей мере, частично с силами, воздействующими на обработанный участок пласта во время добычи. Например, в участке подземного пласта, который, как ожидается, будет подвергаться воздействию относительно низких скоростей течения текучей среды, уменьшение сил сопротивления твердым частицам материала может означать, что использование неводного агента для повышения клейкости может обеспечить достаточный контроль твердых частиц. Аналогично этому при относительно высоких скоростях течения текучей среды, можно подобрать более подходящую смолу, обеспечивающую адекватную когезию между твердыми частицами пласта.
Неводные агенты для повышения клейкости, пригодные для применения в консолидирующих текучих средах настоящего изобретения, включают любое соединение, которое, находясь в жидкой форме или растворенное в растворителе, будет образовывать неотвердевающее покрытие на твердой частице. Наиболее предпочтительная группа неводных агентов для повышения клейкости включает полиамиды, которые представляют собой жидкости или находятся в растворе при температуре подземного пласта, так что они сами по себе не отвердевают при введении в подземный пласт. Наиболее предпочтительным продуктом является продукт реакции конденсации коммерчески доступных поликислот и полиамина. Такие коммерческие продукты включают соединения, такие как смеси C36-двухосновных кислот, содержащие некоторое количество триммера и высших олигомеров, а также небольшие количества мономерных кислот, которые прореагировали с полиаминами. Другие поликислоты включают тримерные кислоты, синтетические кислоты, получаемые из жирных кислот, малеиновый ангидрид, акриловую кислоту и тому подобное. Такие кислые соединения коммерчески доступны от компаний, таких как Witco Corporation, Union Camp, Chemtall и Emery Industries. Продукты реакции доступны, например, от Champion Technologies, Inc. и Witco Corporation. Дополнительные соединения, которые могут быть использованы как неводные соединения для повышения клейкости, включают, например, жидкости и растворы сложных полиэфиров, поликарбонатов и поликарбоматов, природных смол, таких как шеллак и тому подобное. Другие подходящие неводные агенты для повышения клейкости описаны в патентах США №5853048 и №5833000, описания которых в части, относящейся к данной заявке, включены в описание настоящего изобретения посредством ссылки.
Неводные агенты для повышения клейкости, пригодные для применения в настоящем изобретении, могут быть использованы либо таким образом, что они образуют неотвердевающее покрытие, либо они могут быть соединены с мультифункциональным материалом, способным реагировать с неводным соединением для повышения клейкости, с целью формирования отвержденного покрытия. Использованный здесь термин “отвержденное покрытие” указывает на то, что реакция неводного соединения для повышения клейкости с мультифункциональным материалом будет давать по существу нетекучий продукт реакции, который проявляет большее сопротивление сжатию в консолидированном агломерате, чем само неводное соединение для повышения клейкости на твердых частицах. В данном случае неводный агент для повышения клейкости может функционировать подобно отверждаемой смоле. Мультифункциональные материалы, пригодные для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничены ими, следующие вещества: альдегиды, такие как формальдегид, диальдегиды, такие как глутаровый альдегид, полуацетали или соединения, высвобождающие альдегиды, хлорангидриды двухосновных кислот, дигалогениды, такие как дихлориды и дибромиды, ангидриды поликислот, таких как лимонная кислота, эпоксиды, фурфураль, глутаровый альдегид или продукты конденсации альдегидов и тому подобное и их комбинации.
В некоторых осуществлениях настоящего изобретения мультифункциональный материал может быть смешан с неводным соединением для повышения клейкости в количестве от около 0,01 до около 50 процентов по массе неводного соединения для повышения клейкости для образования продукта реакции. В некоторых предпочтительных осуществлениях соединение присутствует в количестве от около 0,5 до около 1 процента по массе соединения для повышения клейкости. Подходящие мультифункциональные материалы описаны в патенте США №5839510, описание которого в части, относящейся к данной заявке, включено в настоящее описание посредством ссылки. Другие подходящие агенты для повышения клейкости описаны в патенте США №5853048.
Силилмодифицированные полиамидные соединения, подходящие для использования в качестве адгезива в способах настоящего изобретения, могут быть описаны как по существу самоотверждающиеся композиции, которые в незатвердевшем состоянии способны, по меньшей мере, к частичному склеиванию с твердыми частицами и которые далее способны к самоотверждению по существу в неклейкую форму, к которой индивидуальные твердые частицы, такие как частицы продуктивной толщи, не будут прилипать, например, в пласте или в поровых сужениях полосы расклинивающего агента. Такие силилмодифицированные полиамиды могут иметь в основе, например, продукт реакции силилирующего соединения с полиамидом или со смесью полиамидов. Полиамид или смесь полиамидов могут представлять собой одно или несколько полиамидных промежуточных соединений, получаемых, например, реакцией поликислоты (например, дикислоты или кислоты с большей основностью) с полиамином (например, диамином или амином с большим числом аминогрупп), приводящей к образованию полиамидного полимера с удалением воды. Другие подходящие силилмодифицированные полиамиды и способы получения данных соединений описаны в патенте США №6439309, описание которого в части, относящейся к данной заявке, включено в настоящее описание посредством ссылки.
Смолы, подходящие для использования в качестве адгезива в способах настоящего изобретения, включают все смолы, известные в данной области техники, которые способны образовывать затвердевшую, консолидированную массу. Многие такие смолы широко используются при работах по подземной консолидации, и некоторые подходящие смолы включают двухкомпонентные смолы на основе эпоксидов, новолачные смолы, полиэпоксидные смолы, фенолоальдегидные смолы, мочевиноальдегидные смолы, уретановые смолы, фенольные смолы, фурановые смолы, смолы на основе фурана/фурфурилового спирта, смолы на основе фенола/латекса, фенолформальдегидные смолы, полиэфирные смолы и их гибриды и сополимеры, полиуретановые смолы и их гибриды и сополимеры, акрилатные смолы и смеси названных смол. Некоторые подходящие смолы, такие как эпоксидные смолы, могут быть отверждены внутренним катализатором или активатором, так что после закачивания в скважину для их отверждения могут быть задействованы только время и температура. Другие подходящие смолы, такие как фурановые смолы, обычно требуют катализатора с задержанным временем действия или внешнего катализатора для содействия активации полимеризации смол, если температура отверждения низка (то есть менее 250°F), но будут отверждены со временем и под воздействием температуры, если температура пласта превышает 250°F, предпочтительно превышает 300°F. Специалист в данной области техники, опираясь на данное описание, сможет подобрать подходящую смолу для использования в осуществлениях настоящего изобретения и определить, требуется ли катализатор для инициирования отверждения. Эпоксидная смола может представляться предпочтительной при использовании способов настоящего изобретения в пластах, имеющих температуры, изменяющиеся в диапазоне от около 65°F до около 350°F, а фурановая смола может представляться предпочтительной при использовании способов настоящего изобретения в пластах, имеющих температуры выше 300°F.
Для приобретения адгезивом, использованным в настоящем изобретении, достаточно малой вязкости, чтобы подходить для использования в настоящем изобретении, может быть необходим растворитель. Способы настоящего изобретения предполагают, что вязкость адгезива должна составлять менее 100 сантипуаз. В некоторых осуществлениях вязкость составляет менее 50 сантипуаз, в других осуществлениях вязкость составляет менее чем примерно 10 сантипуаз, в других дополнительных осуществлениях вязкость составляет менее чем примерно 5 сантипуаз. Специалист в данной области техники на основе данного описания сможет определить количество растворителя, требуемого для получения вязкости, подходящей для подземных условий.
Растворители, подходящие для применения с адгезивами, использованными в настоящем изобретении, включают водорастворимые растворители, которые совместимы с выбранным адгезивом и которые способны обеспечить желаемый вязкостный эффект. Подвергшись воздействию воды внутри подземного пласта, подходящий водорастворимый растворитель будет обладать большим сродством к воде, чем адгезив, и, как результат, адгезив осядет на поверхностях пласта, когда вода будет отведена. Растворители, которые могут быть использованы в настоящем изобретении, предпочтительно включают растворители, имеющие высокие температуры вспышки (более предпочтительно выше 125°F). Примеры растворителей, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничены ими, следующие вещества: этанол, бутилглицидиловый эфир, метиловый эфир дипропиленгликоля, бутиловый спирт, диметиловый эфир дипропиленгликоля, метиловый эфир диэтиленгликоля, бутиловый эфир этиленгликоля, метанол, бутиловый спирт, изопропиловый спирт, бутиловый эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, d-лимонен, 2-бутоксиэтанол, бутилацетат, фурфурилацетат, фурфуриловый альдегид, бутиллактат, метиловые эфиры жирных кислот и комбинации названных. Выбор растворителя соотносится среди прочего с выбранным адгезивом. Например, когда используют эпоксидную смолу в качестве растворителя, предпочтительным может представляться этанол, тогда как при использовании фурановой смолы в качестве растворителя предпочтительным может представляться изопропиловый спирт или фурфуриловый альдегид. Более того, в зависимости от требуемой вязкости адгезива (и, таким образом, степени разведения растворителем) оптимальный растворитель может варьироваться. Например, при использовании эпоксидной смолы в сочетании с растворителем, метанол может подходить для получения разведений, содержащих вплоть до 50% эпоксидной смолы и 50% метанола-растворителя, но когда необходим больший процент растворителя, метанол может оказаться непригодным, поскольку при разведениях, превышающих 50%, эпоксидная смола не может диспергироваться надлежащим образом в метаноле-растворителе. Напротив, этанол может оказаться подходящим растворителем для использования с эпоксидной смолой при разведениях, достигающих 90% по этанолу-растворителю и 10% по эпоксидной смоле. Специалист в данной области техники на основе данного описания сможет подобрать подходящий растворитель для получения вязкости, подходящей для подземных условий.
Текучая среда для предварительной промывки и маловязкий адгезив предпочтительно вводят в подземный пласт с матричной скоростью течения. То есть текучие среды вводят с такой скоростью, чтобы они могли проникать в пласт, по существу не воздействуя на структуру пластовых песков или матричные породы расклинивающего агента, с которыми они сталкиваются.
Для облегчения наилучшего понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры некоторых предпочтительных осуществлений. Данные примеры никоим образом не должны истолковываться как ограничивающие объем настоящего изобретения.
Примеры
Пример 1
Четыре тестовых образца-стержня из песка были приготовлены для моделирования материалов в неконсолидированных пластовых песках. В двух использовали искусственный песок (88% по массе песка 70/170 меш, 10% по массе кварцевой муки и 2% по массе смектита), а в двух других - песок реки Бразос. Пески набивали в отдельные проточные ячейки длиной 4,5 дюйма и диаметром 1 дюйм.
Использованный маловязкий адгезив представлял собой эпоксидную смолу, состоящую из 0,5 частей отверждаемого смолистого компонента, 0,5 частей компонента-отвердителя и 10 частей этанола как растворителя.
Сначала ячейки с образцами насыщали дизельной текучей средой для первоначальной промывки и определяли исходную проницаемость. Затем образцы промывали маловязким адгезивом. После этого некоторые образцы обрабатывали путем последующей промывки, используя один поровый объем дизельного топлива. Обработанным набивкам песка давали возможность отвердеть в течение 20 часов при 175°F. Затем образцы тестировали для определения их проницаемости и предела прочности при неограниченном сжатии. Результаты приведены ниже в таблице:
| Тестирование на восстановленную проницаемость | ||||
| Образец песка | Количество промывки смолой (в поровых объемах) |
Последующая промывка | Предел прочности при неограниченном сжатии (фунт/кв. дюйм) |
% восстановленной проницаемости |
| Синтетический #1 | 2 | Нет | 96 | 97 |
| Синтетический #2 | 1 | Да | оценка 5-10 |
98 |
| Бразос #1 | 2 | Нет | 43 | 81 |
| Бразос #2 | 2 | Да | оценка 5-10 |
96 |
Как видно из результатов, представленных в таблице, способы настоящего изобретения (осуществленные на образцах Синтетический #1 и Бразос #1) свидетельствуют, что настоящее изобретение способно обеспечить консолидацию без значительного уменьшения проницаемости.
Пример 2
Консолидированный стержень Берея, имеющий измерения, составляющие 2,5 дюйма в длину и 1 дюйм в диаметре, устанавливали в гильзу Хасслера при ограничивающем давлении, равном 150 фунтов/кв. дюйм. Сначала стержень насыщали дизельной текучей средой для первоначальной промывки и определяли исходную проницаемость. Затем стержень промывали маловязким адгезивом (использовали тот же адгезив, что и в Примере 1) и давали ему возможность отвердеть в течение 20 часов при 175°F без проведения обработки последующей промывкой. Стержень тестировали для определения его проницаемости по истечении времени, необходимого для отверждения смолы.
Было определено, что исходная проницаемость стержня составляет 98 мД, а после обработки было найдено, что проницаемость равна 79 мД и восстановленная проницаемость равна примерно 81%. Таким образом, способы настоящего изобретения способны обеспечить консолидацию без значительного уменьшения восстановленной проницаемости даже без обработки путем последующей промывки.
Пример 3
Гидравлические испытания проводили на неконсолидированном материале пласта, набитом через контролирующий песок фильтр. Тест показал, что необработанный материал пласта изначально вызывал закупорку и повреждение пласта, что приводило к увеличению перепада давления и просачиванию материала через фильтр, что уменьшало перепад давления. На практике в суровых условиях, наблюдающихся в скважине вследствие высоких скоростей потока, указанное явление оказалось бы достаточным для полного разрушения фильтра по причине эрозии. При проведении теста образец пласта, стабилизированный с использованием новой технологии, применяющей смолу, не показал признаков закупорки, миграции мелких частиц, а также просачивания твердых компонентов через фильтр. Перепад давления в данном тесте оставался практически постоянным на протяжении всего теста и был значительно меньше, чем перепад давления в случае нестабилизированного образца на любом этапе теста. Результаты теста, показывающие зависимость давления от времени, приведены на фиг.1. При этом использовали следующую методику.
Для моделирования материалов в неконсолидированных пластовых песках получали синтетический пластовый песок, смешивая в гомогенную песочную массу песок 70/170 меш в количестве 88% по массе, кварцевую муку в количестве 10% по массе и смектит в количестве 2% по массе. Сначала образец фильтра с проволочной обмоткой 6 калибра, имеющий диаметр 15/16 дюймов, вставляли в проточный цилиндр. Затем материал смоделированного пластового песка (100 грамм) набивали в фильтр и поверх материала смоделированного пласта помещали песок Брэйди 12/20 меш (60 грамм). Затем цилиндр насыщали соляным раствором 3% KCl, пропуская раствор через фильтр по направлению к пласту. После этого разведенную 2-компонентную систему эпоксидной смолы (состоящую из 0,5 частей отверждаемого смолистого компонента, 0,5 частей компонента-отвердителя и 10 частей этанола-растворителя) впрыскивали через фильтр в том же направлении для обработки смоделированного пластового песка. Вязкость разведенной смолы составляла менее 1 сантипуаза. Затем всю систему помещали в печь для отверждения при 150°F в течение 20 часов. По истечении данного времени через материал пласта и фильтр при постоянной скорости, равной 6 мл/мин, пропускали (в обратном направлении, чтобы смоделировать добычу из скважины) поток 3% KCl, контролируя давление, необходимое для поддержания данной скорости потока. Для контроля (на чертеже обозначен “не обработано”) проводили тест в полном объеме без обработки маловязкой смолой.
Пример 4
Тест, проведенный в Примере 3, повторяли, но используя образец фильтра с проволочной обмоткой 4 калибра. На фиг.2 показан профиль давления во время моделирования добычи. Для контроля (на чертеже обозначен “не обработано”) проводили тест в полном объеме без обработки разведенной смолой. Перепад давления в данном тесте оставался практически постоянным на протяжении всего теста и был значительно меньше, чем перепад давления в случае нестабилизированного образца на любом этапе теста.
Таким образом, настоящее изобретение в полной мере подходит как для решения задач и достижения целей, упомянутых выше, так и для тех задач и целей, которые неотъемлемо ему присущи. Хотя специалистами в данной области техники могут быть внесены многочисленные видоизменения, такие видоизменения охватываются сущностью и объемом данного изобретения, как определено в прилагаемой формуле изобретения.
Claims (16)
1. Способ контроля миграции твердых частиц в участке подземного пласта, включающий
помещение текучей среды для предварительной промывки в участок подземного пласта,
последующее помещение маловязкого адгезива, разведенного водорастворимым растворителем и имеющего вязкость менее 100 сП, в участок подземного пласта, и
обеспечение контакта маловязкого адгезива с, по меньшей мере, мелкими частицами или пластовыми песками, расположенными в участке подземного пласта;
при этом обрабатываемый участок подземного пласта имеет восстановленную проницаемость, равную, по меньшей мере, примерно 70%,
причем маловязкий адгезив содержит неводный агент для повышения клейкости, который дополнительно включает мультифункциональный материал, имеющий количество от около 0,01 до около 50% по массе неводного агента для повышения клейкости, при этом мультифункциональный материал содержит, по меньшей мере, один мультифункциональный материал, выбранный из группы, состоящей из: альдегида, диальдегида, высвобождающего альдегид соединения, дигалогенида, ангидрида поликислоты, эпоксида, фурфуральдегида, продукта конденсации глутарового альдегида, продукта конденсации альдегида и любой их комбинации.
помещение текучей среды для предварительной промывки в участок подземного пласта,
последующее помещение маловязкого адгезива, разведенного водорастворимым растворителем и имеющего вязкость менее 100 сП, в участок подземного пласта, и
обеспечение контакта маловязкого адгезива с, по меньшей мере, мелкими частицами или пластовыми песками, расположенными в участке подземного пласта;
при этом обрабатываемый участок подземного пласта имеет восстановленную проницаемость, равную, по меньшей мере, примерно 70%,
причем маловязкий адгезив содержит неводный агент для повышения клейкости, который дополнительно включает мультифункциональный материал, имеющий количество от около 0,01 до около 50% по массе неводного агента для повышения клейкости, при этом мультифункциональный материал содержит, по меньшей мере, один мультифункциональный материал, выбранный из группы, состоящей из: альдегида, диальдегида, высвобождающего альдегид соединения, дигалогенида, ангидрида поликислоты, эпоксида, фурфуральдегида, продукта конденсации глутарового альдегида, продукта конденсации альдегида и любой их комбинации.
2. Способ по п.1, в котором текучая среда для предварительной промывки включает углеводородную жидкость, имеющую, по меньшей мере, один из следующих компонентов: керосин, дизельное топливо, сырую нефть, растворитель на основе углеводородов, конденсат на основе углеводородов или дистиллят на основе углеводородов или любую их комбинацию.
3. Способ по п.1, в котором текучая среда для предварительной промывки включает водосодержащую жидкость и поверхностно-активное вещество, имеющее количество от около 0,1 до около 15% по массе водосодержащей жидкости, и включающее, по меньшей мере, один из следующих компонентов: фосфатный эфир этоксилированного нонилфенола, катионное поверхностно-активное вещество, неионогенное поверхностно-активное вещество или алкилфосфонатное поверхностно-активное вещество или любую их комбинацию.
4. Способ по п.1, в котором маловязкий адгезив включает, по меньшей мере, один из следующих компонентов: силилмодифицированный полиамид или отверждаемую смолу, или любую их комбинацию.
5. Способ по п.1, в котором неводный агент для повышения клейкости включает, по меньшей мере, один из следующих компонентов: продукт реакции конденсации поликислоты и полиамина, сложный полиэфир, поликарбонат, поликарбомат или природную смолу.
6. Способ по п.4, в котором силилмодифицированный полиамид включает продукт реакции силилирующего соединения и полиамида или продукт реакции силилирующего соединения и смеси полиамидов или любую их комбинацию.
7. Способ по п.4, в котором отверждаемая смола включает, по меньшей мере, один из следующих компонентов: двухкомпонентную смолу на основе эпоксидов, новолачную смолу, полиэпоксидную смолу, фенолоальдегидную смолу, мочевиноальдегидную смолу, уретановую смолу, фенольную смолу, фурановую смолу, смолу на основе фурана/фурфурилового спирта, смолу на основе фенола/латекса, фенолформальдегидную смолу, полиэфирную смолу, гибридную полиэфирную смолу, сополимерную полиэфирную смолу, полиуретановую смолу, гибридную полиуретановую смолу, сополимерную полиуретановую смолу или акрилатную смолу или любую их комбинацию.
8. Способ по п.1, в котором водорастворимый растворитель включает, по меньшей мере, один из следующих компонентов: этанол, бутилглицидиловый эфир, метиловый эфир дипропиленгликоля, бутиловый спирт, диметиловый эфир дипропиленгликоля, метиловый эфир диэтиленгликоля, бутиловый эфир этиленгликоля, метанол, бутиловый спирт, изопропиловый спирт, бутиловый эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, d-лимонен, 2-бутоксиэтанол, бутилацетат, фурфурилацетат, бутиллактат, метиловый эфир жирной кислоты или любую их комбинацию.
9. Способ создания стабилизированной области вокруг участка подземного пласта вокруг ствола скважины, имеющего установленный сетчатый фильтр или хвостовик в указанном участке подземного пласта, включающий
помещение текучей среды для предварительной промывки в участок подземного пласта,
последующее помещение маловязкого адгезива, разведенного водорастворимым растворителем и имеющего вязкость менее 100 сП, в участок подземного пласта, и
обеспечение контакта маловязкого адгезива с, по меньшей мере, мелкими частицами или пластовыми песками, расположенными в участке подземного пласта;
при этом обрабатываемый участок подземного пласта имеет восстановленную проницаемость, равную, по меньшей мере, примерно 70%,
причем маловязкий адгезив содержит неводный агент для повышения клейкости, который дополнительно включает мультифункциональный материал, имеющий количество от около 0,01 до около 50% по массе неводного агента для повышения клейкости, при этом мультифункциональный материал содержит, по меньшей мере, один мультифункциональный материал, выбранный из группы, состоящей из: альдегида, диальдегида, высвобождающего альдегид соединения, дигалогенида, ангидрида поликислоты, эпоксида, фурфуральдегида, продукта конденсации глутарового альдегида или продукта конденсации альдегида и любой их комбинации.
помещение текучей среды для предварительной промывки в участок подземного пласта,
последующее помещение маловязкого адгезива, разведенного водорастворимым растворителем и имеющего вязкость менее 100 сП, в участок подземного пласта, и
обеспечение контакта маловязкого адгезива с, по меньшей мере, мелкими частицами или пластовыми песками, расположенными в участке подземного пласта;
при этом обрабатываемый участок подземного пласта имеет восстановленную проницаемость, равную, по меньшей мере, примерно 70%,
причем маловязкий адгезив содержит неводный агент для повышения клейкости, который дополнительно включает мультифункциональный материал, имеющий количество от около 0,01 до около 50% по массе неводного агента для повышения клейкости, при этом мультифункциональный материал содержит, по меньшей мере, один мультифункциональный материал, выбранный из группы, состоящей из: альдегида, диальдегида, высвобождающего альдегид соединения, дигалогенида, ангидрида поликислоты, эпоксида, фурфуральдегида, продукта конденсации глутарового альдегида или продукта конденсации альдегида и любой их комбинации.
10. Способ по п.9, в котором текучая среда для предварительной промывки включает углеводородную жидкость, включающую, по меньшей мере, один из следующих компонентов: керосин, дизельное топливо, сырую нефть, растворитель на основе углеводородов, конденсат на основе углеводородов или дистиллят на основе углеводородов или любую их комбинацию.
11. Способ по п.9, в котором текучая среда для предварительной промывки включает водосодержащую жидкость и поверхностно-активное вещество, имеющее количество от примерно 0,1 до примерно 15% по массе водосодержащей жидкости, и включающее, по меньшей мере, один из следующих компонентов: фосфатный эфир этоксилированного нонилфенола, катионное поверхностно-активное вещество, неионогенное поверхностно-активное вещество или алкилфосфонатное поверхностно-активное вещество или любую их комбинацию.
12. Способ по п.9, в котором маловязкий адгезив включает, по меньшей мере, один из следующих компонентов: силилмодифицированный полиамид или отверждаемую смолу или любую их комбинацию.
13. Способ по п.9, в котором неводный агент для повышения клейкости включает, по меньшей мере, один из следующих компонентов: продукт реакции конденсации поликислоты и полиамина, сложный полиэфир, поликарбонат, поликарбомат или природную смолу или любую их комбинацию.
14. Способ по п.12, в котором силилмодифицированный полиамид включает продукт реакции силилирующего соединения и полиамида или продукт реакции силилирующего соединения и смеси полиамидов.
15. Способ по п.12, в котором отверждаемая смола включает, по меньшей мере, один из следующих компонентов: двухкомпонентную смолу на основе эпоксидов, новолачную смолу, полиэпоксидную смолу, фенолоальдегидную смолу, мочевиноальдегидную смолу, уретановую смолу, фенольную смолу, фурановую смолу, смолу на основе фурана/фурфурилового спирта, смолу на основе фенола/латекса, фенолформальдегидную смолу, полиэфирную смолу, гибридную полиэфирную смолу, сополимерную полиэфирную смолу, полиуретановую смолу, гибридную полиуретановую смолу, сополимерную полиуретановую смолу, акрилатную смолу или любую их комбинацию.
16. Способ по п.9, в котором водорастворимый растворитель включает, по меньшей мере, один из следующих компонентов: этанол, бутилглицидиловый эфир, метиловый эфир дипропиленгликоля, бутиловый спирт, диметиловый эфир дипропиленгликоля, метиловый эфир диэтиленгликоля, бутиловый эфир этиленгликоля, метанол, бутиловый спирт, изопропиловый спирт, бутиловый эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, d-лимонен, 2-бутоксиэтанол, бутилацетат, фурфурилацетат, бутиллактат, метиловый эфир жирной кислоты или любую их комбинацию.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/092,210 | 2005-03-29 | ||
| US11/092,210 US7448451B2 (en) | 2005-03-29 | 2005-03-29 | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007139701A RU2007139701A (ru) | 2009-05-10 |
| RU2401940C2 true RU2401940C2 (ru) | 2010-10-20 |
Family
ID=36128368
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007139701/03A RU2401940C2 (ru) | 2005-03-29 | 2006-03-01 | Способы контроля миграции твердых частиц в подземном пласте |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7448451B2 (ru) |
| GB (1) | GB2439249B (ru) |
| RU (1) | RU2401940C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006103385A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108704588A (zh) * | 2018-06-29 | 2018-10-26 | 广西壮族自治区林业科学研究院 | 一种微胶囊化酸性水溶液的制备方法 |
| 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 (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7766099B2 (en) | 2003-08-26 | 2010-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulates |
| US8167045B2 (en) | 2003-08-26 | 2012-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand |
| 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 |
| US7673686B2 (en) | 2005-03-29 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control |
| US7318474B2 (en) | 2005-07-11 | 2008-01-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back |
| US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
| US7926591B2 (en) | 2006-02-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications |
| US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
| 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 |
| US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| US8306751B2 (en) | 2009-12-31 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Testing additives for production enhancement treatments |
| US8347960B2 (en) * | 2010-01-25 | 2013-01-08 | Water Tectonics, Inc. | Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing |
| 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 |
| US9637680B2 (en) * | 2012-01-10 | 2017-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling reservoir particles using electrolytic composite materials |
| US8893790B2 (en) | 2012-05-23 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biomimetic adhesive compositions comprising a phenolic polymer and methods for use thereof |
| US9027648B2 (en) | 2013-03-18 | 2015-05-12 | Halliburton Engergy Services, Inc. | Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions |
| US9862876B2 (en) | 2013-04-22 | 2018-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions of treating subterranean formations with a novel resin system |
| US9494026B2 (en) | 2013-04-22 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions of treating subterranean formations with a novel resin system |
| CN103305201B (zh) * | 2013-05-17 | 2015-11-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油热采水平井树脂防砂剂及其制备方法与应用 |
| WO2015041671A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Latent curing agent compatible with low ph frac fluids |
| US9321954B2 (en) | 2013-11-06 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidation compositions for use in subterranean formation operations |
| WO2015122899A1 (en) * | 2014-02-14 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-step consolidation treatment |
| US10738583B2 (en) | 2016-08-21 | 2020-08-11 | Battelle Memorial Institute | Multi-component solid epoxy proppant binder resins |
| WO2020096589A1 (en) | 2018-11-07 | 2020-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for controlling migration of particulates |
| CN111119827B (zh) * | 2019-10-24 | 2021-10-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 可精准调节射孔方位的页岩人造试样制备系统及使用方法 |
| WO2023121648A1 (en) | 2021-12-20 | 2023-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diluent for solids-control fluid in a wellbore |
| US11932809B1 (en) | 2022-08-29 | 2024-03-19 | Saudi Arabian Oil Company | Curable hybrid chemical resin for sand consolidation |
Family Cites Families (178)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3123138A (en) | 1964-03-03 | robichaux | ||
| US2238671A (en) | 1940-02-09 | 1941-04-15 | Du Pont | Method of treating wells |
| US2703316A (en) | 1951-06-05 | 1955-03-01 | Du Pont | Polymers of high melting lactide |
| US3765804A (en) | 1951-08-13 | 1973-10-16 | Brandon O | Apparatus for producing variable high frequency vibrations in a liquid medium |
| US2869642A (en) | 1954-09-14 | 1959-01-20 | Texas Co | Method of treating subsurface formations |
| US3173484A (en) | 1958-09-02 | 1965-03-16 | Gulf Research Development Co | Fracturing process employing a heterogeneous propping agent |
| US3047067A (en) | 1958-09-08 | 1962-07-31 | Jersey Prod Res Co | Sand consolidation method |
| US3070165A (en) | 1959-12-14 | 1962-12-25 | Phillips Petroleum Co | Fracturing formations in wells |
| US3052298A (en) | 1960-03-22 | 1962-09-04 | Shell Oil Co | Method and apparatus for cementing wells |
| US3297086A (en) | 1962-03-30 | 1967-01-10 | Exxon Production Research Co | Sand consolidation method |
| US3272650A (en) | 1963-02-21 | 1966-09-13 | Union Carbide Corp | Process for cleaning conduits |
| US3199590A (en) | 1963-02-25 | 1965-08-10 | Halliburton Co | Method of consolidating incompetent sands and composition therefor |
| US3195635A (en) | 1963-05-23 | 1965-07-20 | Pan American Petroleum Corp | Spacers for fracture props |
| US3316965A (en) | 1963-08-05 | 1967-05-02 | Union Oil Co | Material and process for treating subterranean formations |
| US3308886A (en) | 1963-12-26 | 1967-03-14 | Halliburton Co | Retrievable bridge plug |
| US3386980A (en) | 1964-05-04 | 1968-06-04 | Goodyear Tire & Rubber | Polymerization of vinyl alkyl ethers with metal oxide-sulfuric acid complex catalysts |
| US3176768A (en) | 1964-07-27 | 1965-04-06 | California Research Corp | Sand consolidation |
| US3492147A (en) | 1964-10-22 | 1970-01-27 | Halliburton Co | Method of coating particulate solids with an infusible resin |
| US3302719A (en) | 1965-01-25 | 1967-02-07 | Union Oil Co | Method for treating subterranean formations |
| GB1107584A (en) * | 1965-04-06 | 1968-03-27 | Pan American Petroleum Corp | Method of treating unconsolidated well formations |
| US3329204A (en) | 1965-04-29 | 1967-07-04 | Schlumberger Well Surv Corp | Methods for well completion |
| US3366178A (en) | 1965-09-10 | 1968-01-30 | Halliburton Co | Method of fracturing and propping a subterranean formation |
| US3375872A (en) | 1965-12-02 | 1968-04-02 | Halliburton Co | Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution |
| US3455390A (en) | 1965-12-03 | 1969-07-15 | Union Oil Co | Low fluid loss well treating composition and method |
| US3308885A (en) | 1965-12-28 | 1967-03-14 | Union Oil Co | Treatment of subsurface hydrocarbon fluid-bearing formations to reduce water production therefrom |
| US3364995A (en) | 1966-02-14 | 1968-01-23 | Dow Chemical Co | Hydraulic fracturing fluid-bearing earth formations |
| US3404735A (en) | 1966-11-01 | 1968-10-08 | Halliburton Co | Sand control method |
| US3415320A (en) | 1967-02-09 | 1968-12-10 | Halliburton Co | Method of treating clay-containing earth formations |
| US3378074A (en) | 1967-05-25 | 1968-04-16 | Exxon Production Research Co | Method for fracturing subterranean formations |
| US3478824A (en) * | 1968-04-12 | 1969-11-18 | Chevron Res | Sand consolidation process |
| US3481403A (en) | 1968-07-26 | 1969-12-02 | Exxon Production Research Co | Method for consolidating formations surrounding boreholes with resin |
| US3525398A (en) | 1968-11-19 | 1970-08-25 | Phillips Petroleum Co | Sealing a permeable stratum with resin |
| US3489222A (en) | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| US3592266A (en) | 1969-03-25 | 1971-07-13 | Halliburton Co | Method of fracturing formations in wells |
| US3565176A (en) | 1969-09-08 | 1971-02-23 | Clifford V Wittenwyler | Consolidation of earth formation using epoxy-modified resins |
| US3709641A (en) | 1970-08-03 | 1973-01-09 | Union Oil Co | Apparatus for preparing and extruding a gelatinous material |
| US3659651A (en) | 1970-08-17 | 1972-05-02 | Exxon Production Research Co | Hydraulic fracturing using reinforced resin pellets |
| US4305463A (en) | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3769070A (en) | 1971-02-18 | 1973-10-30 | S Schilt | A method of glazing greenware with an ambient epoxy resin curing composition |
| US3681287A (en) | 1971-03-03 | 1972-08-01 | Quaker Oats Co | Siliceous materials bound with resin containing organosilane coupling agent |
| US3842911A (en) | 1971-04-26 | 1974-10-22 | Halliburton Co | Method of fracture acidizing a well formation |
| US3768564A (en) | 1971-04-26 | 1973-10-30 | Halliburton Co | Method of fracture acidizing a well formation |
| US3708013A (en) | 1971-05-03 | 1973-01-02 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for obtaining an improved gravel pack |
| US3709298A (en) | 1971-05-20 | 1973-01-09 | Shell Oil Co | Sand pack-aided formation sand consolidation |
| US3784585A (en) | 1971-10-21 | 1974-01-08 | American Cyanamid Co | Water-degradable resins containing recurring,contiguous,polymerized glycolide units and process for preparing same |
| US3741308A (en) | 1971-11-05 | 1973-06-26 | Permeator Corp | Method of consolidating sand formations |
| US3754598A (en) | 1971-11-08 | 1973-08-28 | Phillips Petroleum Co | Method for producing a hydrocarbon-containing formation |
| US3819525A (en) | 1972-08-21 | 1974-06-25 | Avon Prod Inc | Cosmetic cleansing preparation |
| US3857444A (en) | 1972-10-06 | 1974-12-31 | Dow Chemical Co | Method for forming a consolidated gravel pack in a subterranean formation |
| US3854533A (en) | 1972-12-07 | 1974-12-17 | Dow Chemical Co | Method for forming a consolidated gravel pack in a subterranean formation |
| US3828854A (en) | 1973-04-16 | 1974-08-13 | Shell Oil Co | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
| US3912692A (en) | 1973-05-03 | 1975-10-14 | American Cyanamid Co | Process for polymerizing a substantially pure glycolide composition |
| US4042032A (en) | 1973-06-07 | 1977-08-16 | Halliburton Company | Methods of consolidating incompetent subterranean formations using aqueous treating solutions |
| US3850247A (en) | 1973-08-27 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Placing zones of solids in a subterranean fracture |
| US3888311A (en) | 1973-10-01 | 1975-06-10 | Exxon Production Research Co | Hydraulic fracturing method |
| US3933205A (en) | 1973-10-09 | 1976-01-20 | Othar Meade Kiel | Hydraulic fracturing process using reverse flow |
| US4015995A (en) | 1973-11-23 | 1977-04-05 | Chevron Research Company | Method for delaying the setting of an acid-settable liquid in a terrestrial zone |
| US3863709A (en) | 1973-12-20 | 1975-02-04 | Mobil Oil Corp | Method of recovering geothermal energy |
| US3948672A (en) | 1973-12-28 | 1976-04-06 | Texaco Inc. | Permeable cement composition and method |
| US3955993A (en) | 1973-12-28 | 1976-05-11 | Texaco Inc. | Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations |
| US3861467A (en) | 1973-12-28 | 1975-01-21 | Texaco Inc | Permeable cementing method |
| US3868998A (en) | 1974-05-15 | 1975-03-04 | Shell Oil Co | Self-acidifying treating fluid positioning process |
| US3960736A (en) | 1974-06-03 | 1976-06-01 | The Dow Chemical Company | Self-breaking viscous aqueous solutions and the use thereof in fracturing subterranean formations |
| US4172066A (en) | 1974-06-21 | 1979-10-23 | The Dow Chemical Company | Cross-linked, water-swellable polymer microgels |
| US4060988A (en) | 1975-04-21 | 1977-12-06 | Texaco Inc. | Process for heating a fluid in a geothermal formation |
| US4000781A (en) | 1975-04-24 | 1977-01-04 | Shell Oil Company | Well treating process for consolidating particles with aqueous emulsions of epoxy resin components |
| US4031958A (en) | 1975-06-13 | 1977-06-28 | Union Oil Company Of California | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation |
| CA1045027A (en) | 1975-09-26 | 1978-12-26 | Walter A. Hedden | Hydraulic fracturing method using sintered bauxite propping agent |
| US4070865A (en) | 1976-03-10 | 1978-01-31 | Halliburton Company | Method of consolidating porous formations using vinyl polymer sealer with divinylbenzene crosslinker |
| US4018285A (en) * | 1976-03-19 | 1977-04-19 | Exxon Production Research Company | Method for controlling fines migrations |
| US4008763A (en) | 1976-05-20 | 1977-02-22 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method |
| US4089437A (en) | 1976-06-18 | 1978-05-16 | The Procter & Gamble Company | Collapsible co-dispensing tubular container |
| US4029148A (en) | 1976-09-13 | 1977-06-14 | Atlantic Richfield Company | Well fracturing method |
| US4074760A (en) | 1976-11-01 | 1978-02-21 | The Dow Chemical Company | Method for forming a consolidated gravel pack |
| US4085801A (en) | 1976-11-05 | 1978-04-25 | Continental Oil Company | Control of incompetent formations with thickened acid-settable resin compositions |
| US4169798A (en) | 1976-11-26 | 1979-10-02 | Celanese Corporation | Well-treating compositions |
| US4085802A (en) | 1977-01-17 | 1978-04-25 | Continental Oil Company | Use of thickened oil for sand control processes |
| US4127173A (en) | 1977-07-28 | 1978-11-28 | Exxon Production Research Company | Method of gravel packing a well |
| US4259205A (en) | 1977-10-06 | 1981-03-31 | Halliburton Company | Process involving breaking of aqueous gel of neutral polysaccharide polymer |
| GB1569063A (en) | 1978-05-22 | 1980-06-11 | Shell Int Research | Formation parts around a borehole method for forming channels of high fluid conductivity in |
| US4291766A (en) | 1979-04-09 | 1981-09-29 | Shell Oil Company | Process for consolidating water-wet sands with an epoxy resin-forming solution |
| US4247430A (en) | 1979-04-11 | 1981-01-27 | The Dow Chemical Company | Aqueous based slurry and method of forming a consolidated gravel pack |
| US4273187A (en) | 1979-07-30 | 1981-06-16 | Texaco Inc. | Petroleum recovery chemical retention prediction technique |
| GB2061918B (en) * | 1979-08-31 | 1984-05-31 | Asahi Dow Ltd | Organic rare-earth salt phosphors |
| FR2473180A1 (fr) | 1980-01-08 | 1981-07-10 | Petroles Cie Francaise | Methode de tracage de la boue de forage par determination de la concentration d'un ion soluble |
| US4353806A (en) | 1980-04-03 | 1982-10-12 | Exxon Research And Engineering Company | Polymer-microemulsion complexes for the enhanced recovery of oil |
| US4336842A (en) | 1981-01-05 | 1982-06-29 | Graham John W | Method of treating wells using resin-coated particles |
| US4399866A (en) | 1981-04-10 | 1983-08-23 | Atlantic Richfield Company | Method for controlling the flow of subterranean water into a selected zone in a permeable subterranean carbonaceous deposit |
| US4392988A (en) | 1981-05-11 | 1983-07-12 | Ga Technologies Inc. | Method of producing stable alumina |
| US4415805A (en) | 1981-06-18 | 1983-11-15 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for evaluating multiple stage fracturing or earth formations surrounding a borehole |
| US4387769A (en) | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4460052A (en) | 1981-08-10 | 1984-07-17 | Judith Gockel | Prevention of lost circulation of drilling muds |
| US4526695A (en) | 1981-08-10 | 1985-07-02 | Exxon Production Research Co. | Composition for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4716964A (en) * | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
| US4498995A (en) | 1981-08-10 | 1985-02-12 | Judith Gockel | Lost circulation drilling fluid |
| US4441556A (en) | 1981-08-17 | 1984-04-10 | Standard Oil Company | Diverter tool and its use |
| US4564459A (en) * | 1981-12-03 | 1986-01-14 | Baker Oil Tools, Inc. | Proppant charge and method |
| US4443347A (en) | 1981-12-03 | 1984-04-17 | Baker Oil Tools, Inc. | Proppant charge and method |
| US4428427A (en) | 1981-12-03 | 1984-01-31 | Getty Oil Company | Consolidatable gravel pack method |
| US4494605A (en) | 1981-12-11 | 1985-01-22 | Texaco Inc. | Sand control employing halogenated, oil soluble hydrocarbons |
| US4439489A (en) | 1982-02-16 | 1984-03-27 | Acme Resin Corporation | Particles covered with a cured infusible thermoset film and process for their production |
| US4470915A (en) | 1982-09-27 | 1984-09-11 | Halliburton Company | Method and compositions for fracturing subterranean formations |
| US4501328A (en) | 1983-03-14 | 1985-02-26 | Mobil Oil Corporation | Method of consolidation of oil bearing sands |
| US4527627A (en) | 1983-07-28 | 1985-07-09 | Santrol Products, Inc. | Method of acidizing propped fractures |
| US4493875A (en) | 1983-12-09 | 1985-01-15 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Proppant for well fractures and method of making same |
| US4693808A (en) * | 1986-06-16 | 1987-09-15 | Shell Oil Company | Downflow fluidized catalytic cranking reactor process and apparatus with quick catalyst separation means in the bottom thereof |
| US4796701A (en) * | 1987-07-30 | 1989-01-10 | Dowell Schlumberger Incorporated | Pyrolytic carbon coating of media improves gravel packing and fracturing capabilities |
| US4800960A (en) * | 1987-12-18 | 1989-01-31 | Texaco Inc. | Consolidatable gravel pack method |
| US4892147A (en) * | 1987-12-28 | 1990-01-09 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing utilizing a refractory proppant |
| US4903770A (en) * | 1988-09-01 | 1990-02-27 | Texaco Inc. | Sand consolidation methods |
| US4986353A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Placement process for oil field chemicals |
| US4986354A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
| US4898750A (en) * | 1988-12-05 | 1990-02-06 | Texaco Inc. | Processes for forming and using particles coated with a resin which is resistant to high temperature and high pH aqueous environments |
| US4895207A (en) * | 1988-12-19 | 1990-01-23 | Texaco, Inc. | Method and fluid for placing resin coated gravel or sand in a producing oil well |
| US4986355A (en) * | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| US4984635A (en) * | 1989-11-16 | 1991-01-15 | Mobil Oil Corporation | Thermal barriers for enhanced oil recovery |
| US5182051A (en) * | 1990-01-17 | 1993-01-26 | Protechnics International, Inc. | Raioactive tracing with particles |
| US6184311B1 (en) * | 1990-03-26 | 2001-02-06 | Courtaulds Coatings (Holdings) Limited | Powder coating composition of semi-crystalline polyester and curing agent |
| US5082056A (en) * | 1990-10-16 | 1992-01-21 | Marathon Oil Company | In situ reversible crosslinked polymer gel used in hydrocarbon recovery applications |
| US5278203A (en) * | 1991-03-21 | 1994-01-11 | Halliburton Company | Method of preparing and improved liquid gelling agent concentrate and suspendable gelling agent |
| US5178218A (en) * | 1991-06-19 | 1993-01-12 | Oryx Energy Company | Method of sand consolidation with resin |
| CA2062395A1 (en) * | 1991-06-21 | 1992-12-22 | Robert H. Friedman | Sand consolidation methods |
| US5361856A (en) * | 1992-09-29 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith |
| US5338822A (en) * | 1992-10-02 | 1994-08-16 | Cargill, Incorporated | Melt-stable lactide polymer composition and process for manufacture thereof |
| CA2497728C (en) * | 1993-04-05 | 2008-02-19 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5377759A (en) * | 1993-05-20 | 1995-01-03 | Texaco Inc. | Formation treating methods |
| US5422183A (en) * | 1993-06-01 | 1995-06-06 | Santrol, Inc. | Composite and reinforced coatings on proppants and particles |
| US5359026A (en) * | 1993-07-30 | 1994-10-25 | Cargill, Incorporated | Poly(lactide) copolymer and process for manufacture thereof |
| US5388648A (en) * | 1993-10-08 | 1995-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
| US5377756A (en) * | 1993-10-28 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using a single well |
| US5386874A (en) * | 1993-11-08 | 1995-02-07 | Halliburton Company | Perphosphate viscosity breakers in well fracture fluids |
| US5381864A (en) * | 1993-11-12 | 1995-01-17 | Halliburton Company | Well treating methods using particulate blends |
| US5390741A (en) * | 1993-12-21 | 1995-02-21 | Halliburton Company | Remedial treatment methods for coal bed methane wells |
| US5393810A (en) * | 1993-12-30 | 1995-02-28 | Halliburton Company | Method and composition for breaking crosslinked gels |
| US5494178A (en) * | 1994-07-25 | 1996-02-27 | Alu Inc. | Display and decorative fixture apparatus |
| US5492177A (en) * | 1994-12-01 | 1996-02-20 | Mobil Oil Corporation | Method for consolidating a subterranean formation |
| US5591700A (en) * | 1994-12-22 | 1997-01-07 | Halliburton Company | Fracturing fluid with encapsulated breaker |
| US5604186A (en) * | 1995-02-15 | 1997-02-18 | Halliburton Company | Encapsulated enzyme breaker and method for use in treating subterranean formations |
| US5839510A (en) * | 1995-03-29 | 1998-11-24 | 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 |
| US5604184A (en) * | 1995-04-10 | 1997-02-18 | Texaco, Inc. | Chemically inert resin coated proppant system for control of proppant flowback in hydraulically fractured wells |
| US5595245A (en) * | 1995-08-04 | 1997-01-21 | Scott, Iii; George L. | Systems of injecting phenolic resin activator during subsurface fracture stimulation for enhanced oil recovery |
| US6028113A (en) * | 1995-09-27 | 2000-02-22 | Sunburst Chemicals, Inc. | Solid sanitizers and cleaner disinfectants |
| US5864003A (en) * | 1996-07-23 | 1999-01-26 | Georgia-Pacific Resins, Inc. | Thermosetting phenolic resin composition |
| US5712314A (en) * | 1996-08-09 | 1998-01-27 | Texaco Inc. | Formulation for creating a pliable resin plug |
| US5865936A (en) * | 1997-03-28 | 1999-02-02 | National Starch And Chemical Investment Holding Corporation | Rapid curing structural acrylic adhesive |
| GB9708484D0 (en) * | 1997-04-25 | 1997-06-18 | Merck Sharp & Dohme | Therapeutic agents |
| US5981447A (en) * | 1997-05-28 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| US6028534A (en) * | 1997-06-02 | 2000-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling |
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US5873413A (en) * | 1997-08-18 | 1999-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying subterranean strata properties |
| US6177484B1 (en) * | 1997-11-03 | 2001-01-23 | Texaco Inc. | Combination catalyst/coupling agent for furan resin |
| US6012524A (en) * | 1998-04-14 | 2000-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remedial well bore sealing methods and compositions |
| US6024170A (en) * | 1998-06-03 | 2000-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions |
| US6016870A (en) * | 1998-06-11 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean zones |
| US6186228B1 (en) * | 1998-12-01 | 2001-02-13 | Phillips Petroleum Company | Methods and apparatus for enhancing well production using sonic energy |
| US6176315B1 (en) * | 1998-12-04 | 2001-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing flow through subterranean zones |
| US6328106B1 (en) * | 1999-02-04 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing subterranean zones |
| CA2318703A1 (en) * | 1999-09-16 | 2001-03-16 | Bj Services Company | Compositions and methods for cementing using elastic particles |
| US6439309B1 (en) * | 2000-12-13 | 2002-08-27 | Bj Services Company | Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations |
| US6933381B2 (en) * | 2001-02-02 | 2005-08-23 | Charles B. Mallon | Method of preparing modified cellulose ether |
| US6510896B2 (en) * | 2001-05-04 | 2003-01-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing expandable sand screen in wellbores |
| WO2002095189A1 (en) * | 2001-05-23 | 2002-11-28 | Core Laboratories L.P. | Method of determining the extent of recovery of materials injected into oil wells |
| JP2003064152A (ja) * | 2001-08-23 | 2003-03-05 | Japan Epoxy Resin Kk | 変性エポキシ樹脂組成物とその製造法及びその組成物を用いた無溶剤型塗料 |
| US6837309B2 (en) * | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
| US6725931B2 (en) * | 2002-06-26 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells |
| US7049272B2 (en) * | 2002-07-16 | 2006-05-23 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
| US6877560B2 (en) * | 2002-07-19 | 2005-04-12 | Halliburton Energy Services | Methods of preventing the flow-back of particulates deposited in subterranean formations |
| US7114570B2 (en) * | 2003-04-07 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations |
| US6681856B1 (en) * | 2003-05-16 | 2004-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean zones penetrated by well bores using biodegradable dispersants |
| US7182136B2 (en) * | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
| US6978836B2 (en) * | 2003-05-23 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production |
| US6981560B2 (en) * | 2003-07-03 | 2006-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for treating a productive zone while drilling |
| US7021379B2 (en) * | 2003-07-07 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing consolidation strength of proppant in subterranean fractures |
| US7066258B2 (en) * | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
| US7104325B2 (en) * | 2003-07-09 | 2006-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating subterranean zones and compositions therefor |
| US7156194B2 (en) * | 2003-08-26 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulate |
| US7299875B2 (en) * | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
-
2005
- 2005-03-29 US US11/092,210 patent/US7448451B2/en active Active
-
2006
- 2006-03-01 GB GB0719242A patent/GB2439249B/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-03-01 WO PCT/GB2006/000720 patent/WO2006103385A1/en not_active Application Discontinuation
- 2006-03-01 RU RU2007139701/03A patent/RU2401940C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| CN108704588A (zh) * | 2018-06-29 | 2018-10-26 | 广西壮族自治区林业科学研究院 | 一种微胶囊化酸性水溶液的制备方法 |
| CN108704588B (zh) * | 2018-06-29 | 2020-10-09 | 广西壮族自治区林业科学研究院 | 一种微胶囊化酸性水溶液的制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7448451B2 (en) | 2008-11-11 |
| GB0719242D0 (en) | 2007-11-14 |
| WO2006103385A1 (en) | 2006-10-05 |
| RU2007139701A (ru) | 2009-05-10 |
| GB2439249B (en) | 2010-08-11 |
| US20060219408A1 (en) | 2006-10-05 |
| GB2439249A (en) | 2007-12-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2401940C2 (ru) | Способы контроля миграции твердых частиц в подземном пласте | |
| AU2005298469B2 (en) | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations | |
| US7063150B2 (en) | Methods for preparing slurries of coated particulates | |
| US7673686B2 (en) | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control | |
| US7114570B2 (en) | Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations | |
| US7040403B2 (en) | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation | |
| RU2399645C2 (ru) | Способы получения и использования покрытых частиц | |
| US7013976B2 (en) | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean formations | |
| US7104325B2 (en) | Methods of consolidating subterranean zones and compositions therefor | |
| US7500521B2 (en) | Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation | |
| CN101360884B (zh) | 稳定未胶结地层的方法 | |
| AU2011203242B2 (en) | Formation conditioning fluids comprising peroxides and methods relating thereto | |
| US20050045326A1 (en) | Production-enhancing completion methods | |
| WO1998012416A1 (en) | Control of proppant flowback in hydraulically fractured wells | |
| CN107614657A (zh) | 用于使用支撑剂表面化学和内部孔隙率来固结支撑剂微粒的方法和组合物 | |
| CA2782602C (en) | Formation conditioning fluids comprising peroxide and conditioning agent and methods relating thereto |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110302 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20120127 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160302 |