RU2443856C2 - Композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц - Google Patents
Композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц Download PDFInfo
- Publication number
- RU2443856C2 RU2443856C2 RU2006129620/03A RU2006129620A RU2443856C2 RU 2443856 C2 RU2443856 C2 RU 2443856C2 RU 2006129620/03 A RU2006129620/03 A RU 2006129620/03A RU 2006129620 A RU2006129620 A RU 2006129620A RU 2443856 C2 RU2443856 C2 RU 2443856C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- tackifier
- delayed
- fluid
- particles
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 95
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 80
- 230000005012 migration Effects 0.000 title abstract description 12
- 238000013508 migration Methods 0.000 title abstract description 12
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 title abstract 3
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 title abstract 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 96
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 90
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 47
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 115
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 87
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 83
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 47
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 40
- 150000002905 orthoesters Chemical class 0.000 claims description 31
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 29
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 25
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 20
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 20
- 229920001710 Polyorthoester Polymers 0.000 claims description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 18
- 229920002732 Polyanhydride Polymers 0.000 claims description 17
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 17
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 15
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 13
- XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino)methyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCNC(=O)C=C XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 12
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 12
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 12
- -1 alkyl methacrylate Chemical compound 0.000 claims description 11
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 9
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 8
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 8
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 7
- 239000002745 poly(ortho ester) Substances 0.000 claims description 7
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 6
- PYOKUURKVVELLB-UHFFFAOYSA-N trimethyl orthoformate Chemical compound COC(OC)OC PYOKUURKVVELLB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 claims description 5
- 125000005396 acrylic acid ester group Chemical group 0.000 claims description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 5
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 claims description 5
- NDQXKKFRNOPRDW-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-triethoxyethane Chemical compound CCOC(C)(OCC)OCC NDQXKKFRNOPRDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 2-Ethylhexyl acrylate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C=C GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims description 4
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 4
- WDQMWEYDKDCEHT-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C(C)=C WDQMWEYDKDCEHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AURKDQJEOYBJSQ-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxypropanoyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound CC(O)C(=O)OC(=O)C(C)O AURKDQJEOYBJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 claims description 3
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N ZrO2 Inorganic materials O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 claims description 3
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000002596 lactones Chemical class 0.000 claims description 3
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 3
- 125000005397 methacrylic acid ester group Chemical group 0.000 claims description 3
- 229920001485 poly(butyl acrylate) polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001490 poly(butyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 3
- FGWYWKIOMUZSQF-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-triethoxypropane Chemical compound CCOC(CC)(OCC)OCC FGWYWKIOMUZSQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HDPNBNXLBDFELL-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trimethoxyethane Chemical compound COC(C)(OC)OC HDPNBNXLBDFELL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZGMNAIODRDOMEK-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trimethoxypropane Chemical compound CCC(OC)(OC)OC ZGMNAIODRDOMEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- BFUFJIQCXYWATP-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-tripropoxypropane Chemical compound CCCOC(CC)(OCCC)OCCC BFUFJIQCXYWATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UEVZIKFSVBYKAC-UHFFFAOYSA-N 1-(1,1-dibutoxyethoxy)butane Chemical class CCCCOC(C)(OCCCC)OCCCC UEVZIKFSVBYKAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- BQIKKNNMJKMBEQ-UHFFFAOYSA-N 1-(1,1-dibutoxypropoxy)butane Chemical compound CCCCOC(CC)(OCCCC)OCCCC BQIKKNNMJKMBEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JDQNNHFSSCEQPM-UHFFFAOYSA-N 1-(1,1-dipropoxyethoxy)propane Chemical compound CCCOC(C)(OCCC)OCCC JDQNNHFSSCEQPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SGJBIFUEFLWXJY-UHFFFAOYSA-N 1-(dibutoxymethoxy)butane Chemical compound CCCCOC(OCCCC)OCCCC SGJBIFUEFLWXJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RWNXXQFJBALKAX-UHFFFAOYSA-N 1-(dipropoxymethoxy)propane Chemical compound CCCOC(OCCC)OCCC RWNXXQFJBALKAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FPIVAWNGRDHRSQ-UHFFFAOYSA-N 2-[di(propan-2-yloxy)methoxy]propane Chemical compound CC(C)OC(OC(C)C)OC(C)C FPIVAWNGRDHRSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- MPNXSZJPSVBLHP-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-n-phenylpyridine-3-carboxamide Chemical compound ClC1=NC=CC=C1C(=O)NC1=CC=CC=C1 MPNXSZJPSVBLHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 claims description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Polymers OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000331 Polyhydroxybutyrate Polymers 0.000 claims description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 claims description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid group Chemical group C(C1=CC=CC=C1)(=O)O WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 claims description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 claims description 2
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 claims description 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000010439 graphite Substances 0.000 claims description 2
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 2
- 239000010445 mica Substances 0.000 claims description 2
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims description 2
- NRZWYNLTFLDQQX-UHFFFAOYSA-N p-tert-Amylphenol Chemical compound CCC(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 NRZWYNLTFLDQQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005015 poly(hydroxybutyrate) Substances 0.000 claims description 2
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 claims description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000004071 soot Substances 0.000 claims description 2
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 claims description 2
- GKASDNZWUGIAMG-UHFFFAOYSA-N triethyl orthoformate Chemical compound CCOC(OCC)OCC GKASDNZWUGIAMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims 1
- FPAFDBFIGPHWGO-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxomagnesium;hydrate Chemical compound O.[Mg]=O.[Mg]=O.[Mg]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O FPAFDBFIGPHWGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 26
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 23
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 13
- 239000000047 product Substances 0.000 description 11
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 10
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 4
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 3
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O carboxymethyl-[3-(dodecanoylamino)propyl]-dimethylazanium Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC(O)=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 229920000591 gum Polymers 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- QDRMUFJWOJOOKR-UHFFFAOYSA-N 1-(1-hydroxypropan-2-yloxy)butan-2-ol Chemical compound CCC(O)COC(C)CO QDRMUFJWOJOOKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QBQSKYIIEGLPJT-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate;prop-2-enoic acid Chemical compound OC(=O)C=C.OCCOC(=O)C=C QBQSKYIIEGLPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BTVWZWFKMIUSGS-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane-1,2-diol Chemical compound CC(C)(O)CO BTVWZWFKMIUSGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000416162 Astragalus gummifer Species 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920000161 Locust bean gum Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 239000004820 Pressure-sensitive adhesive Substances 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 240000004584 Tamarindus indica Species 0.000 description 1
- 235000004298 Tamarindus indica Nutrition 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 229920001615 Tragacanth Polymers 0.000 description 1
- 235000009754 Vitis X bourquina Nutrition 0.000 description 1
- 235000012333 Vitis X labruscana Nutrition 0.000 description 1
- 240000006365 Vitis vinifera Species 0.000 description 1
- 235000014787 Vitis vinifera Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 235000010418 carrageenan Nutrition 0.000 description 1
- 239000000679 carrageenan Substances 0.000 description 1
- 229920001525 carrageenan Polymers 0.000 description 1
- 229940113118 carrageenan Drugs 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 230000007073 chemical hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 235000020057 cognac Nutrition 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 239000000412 dendrimer Substances 0.000 description 1
- 229920000736 dendritic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 description 1
- 230000000368 destabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 125000004985 dialkyl amino alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 239000004872 foam stabilizing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 description 1
- 229920001600 hydrophobic polymer Polymers 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229920000587 hyperbranched polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010420 locust bean gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical class CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229920006389 polyphenyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011342 resin composition Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 235000010487 tragacanth Nutrition 0.000 description 1
- 239000000196 tragacanth Substances 0.000 description 1
- 229940116362 tragacanth Drugs 0.000 description 1
- 238000005809 transesterification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
- UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L zinc;1-(5-cyanopyridin-2-yl)-3-[(1s,2s)-2-(6-fluoro-2-hydroxy-3-propanoylphenyl)cyclopropyl]urea;diacetate Chemical compound [Zn+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CCC(=O)C1=CC=C(F)C([C@H]2[C@H](C2)NC(=O)NC=2N=CC(=CC=2)C#N)=C1O UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/922—Fracture fluid
- Y10S507/924—Fracture fluid with specified propping feature
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)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Изобретение относится к усилению образования тонкоизмельченного продукта, снижению расклинивающего обратного потока и консолидированию частей в подземной формации. Технический результат - улучшение гибкости в работе и регулируемости операций и механической упругости стабилизированных масс. Способы, предусматривающие использование композиции для замедленного повышения клейкости, включающей водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты, которую используют для стабилизации частиц и уменьшения миграции частиц внутри подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 3 н. и 17 з.п. ф-лы.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам и композициям для усиления образования тонкоизмельченного продукта, снижения расклинивающего обратного потока и консолидирования относительно неконсолидированных частей в подземной формации (указанные в данном описании как “миграция частиц”). Более конкретно, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций с замедленным повышением клейкости для уменьшения миграции частиц в подземных формациях. Наряду с пригодностью для любого подземного применения (такого как включающие карбонаты, песчаники, сланцы, уголь и т.д.) композиции и способы настоящего изобретения могут являться особенно полезными в подземных применениях метана угольных пластов (МУП).
Гидравлический разрыв является процессом, обычно используемым для усиления потока желательных текучих сред из части подземной формации. Традиционные операции гидравлического разрыва включают размещение текучей среды для разрыва пласта в части подземной формации со скоростью и давлением такими, чтобы в части подземной зоны образовались или увеличились разломы. Разломы стремятся к распространению в качестве вертикальных и/или горизонтальных трещин, расположенных радиально наружу от ствола скважины. При подобных обработках, как только высвобождается гидравлическое давление, образованные разломы будут стремиться обратно закрыться. Для предотвращения данного явления зачастую материалы из частиц, известные как расклинивающий наполнитель, помещают в разломы для переноса их в разламывающую текучую среду в ходе, по меньшей мере, части операции разлома. Частицы вводят в созданные или природные разломы и размещают там так, что когда высвобождается гидравлическое давление, частицы действуют для предотвращения полного закрытия разлома и, таким образом, способствуют образованию проводящих каналов, через которые полученные текучие среды могут течь в ствол скважины. Термин “расклиненный разлом”, как используется в данном описании, относится к разлому (природному или иному) в части подземной формации, который содержит некоторые частицы расклинивающего наполнителя. Термин “блок расклинивающего наполнителя” относится к накоплению массы частиц расклинивающего наполнителя внутри разлома. Без материалов из частиц разломы стремятся закрыться и уменьшить проницаемость, достигнутую при операции разлома.
Углеводородные скважины часто располагаются в подземных зонах, которые содержат неконсолидированные частицы (например, расклинивающий наполнитель и образования тонкоизмельченного продукта), которые могут мигрировать внутри подземной формации с нефтью, газом, водой и/или другими желательными текучими средами, полученными из скважины. Присутствие данных неконсолидированных частиц в полученных текучих средах является невыгодным и нежелательным тем, что частицы могут истирать откачивающее и другое производящее оборудование и снижать производительность получения текучей среды из производящих зон. Частицы также могут негативно влиять на проницаемость формации. Неконсолидированные подземные формации включают такие, которые содержат части, которые содержат несвязанные частицы (например, расклинивающий наполнитель и образования тонкоизмельченного продукта), и такие, в которых связанные частицы обладают недостаточной силой связи, чтобы противостоять силам, полученным при получении текучих сред сквозь зоны.
Регулируемая миграция частиц в применениях метана угольных пластов может являться особенно важной. “Метан угольных пластов” (МУП) является названием, обычно даваемым метану, встречающемуся внутри угольных пластов. Количество метана, полученного из угольного пласта, зависит, по меньшей мере, частично от степени проницаемости, которая регулируется количеством разломов или кливажей внутри угольного пласта. Образования МУП стремятся обладать природной низкой проницаемостью. Данные образования также являются типично связанными с низкими температурами (например, менее чем 200°F) и низкими давлениями в емкости (например, менее чем 1000 фунтов на квадратный дюйм давления внизу отверстия). Высокие капиллярные силы внутри пористых пространств стремятся удерживать там текучие среды для обработки. Мелкие угольные фракции можно генерировать из угля. Данные мелкие угольные фракции или другие частицы могут мигрировать и заглушать отверстие или частично закупоривать перфорации, кливажи, разломы, расклинивающий наполнитель и/или производящие зоны.
Один традиционный способ регулирования неконсолидированных частиц в зонах подземной формации включает размещение фильтрующего слоя, содержащего частицы гравия, рядом со стволом скважины, который находится рядом с интересующей зоной. Фильтрующий слой действует как разновидность физического барьера для перемещения неконсолидированных частиц к стволу скважины, которые могли быть получены с полученными текучими средами. Типично подобные так называемые “операции гравийной набивки” включают откачку и размещение количества желательных частиц в неконсолидированное образование на области, смежной со стволом скважины. Один общий тип операции гравийной набивки включает размещение экрана контроля песка на стволе скважины и закладку кольцевого канала между экраном и стволом скважины с гравием характерного размера, предназначенного для предотвращения прохождения песка формации. Экран контроля песка является обычно компоновкой фильтра, используемой для удержания гравия, помещенного в ходе операции гравийной набивки. Широкий ассортимент размеров и конфигураций экранов является доступным для соответствия характеристикам используемого песка гравийной набивки. Аналогично широкий ассортимент размеров гравия является доступным для соответствия характеристикам неконсолидированных частиц. Полученная структура представляет барьер для миграции песка из образования, в то же время все еще пропуская поток текучей среды. При размещении гравийной набивки гравий переносят к кольцевому каналу в форме шлама при смешивании гравия с текучей средой, часто известной как “текучая среда гравийной набивки”. Иногда текучие среды гравийной набивки сгущают подходящими загустителями. Как только гравий помещают на стволе скважины, вязкость текучей среды снижается и она возвращается на поверхность. В некоторых операциях гравийной набивки, обычно известных как “операции набивки при высоком расходе воды”, текучая среда обладает более низкой вязкостью и все еще перемещает гравий, так как обработка происходит при высокой скорости. Гравийные набивки действуют, в частности, для стабилизации формации, в то же время вызывая минимальное повреждение продуктивности скважины. Гравий в частности действует, чтобы предотвратить закупоривание экрана частицами или миграции их с полученными текучими средами, и экран, в частности, действует, чтобы предотвратить проникновение гравия в насосно-компрессорную колонну. Подобные набивки могут потреблять время и быть дорогими для размещения.
Другой способ, используемый для регулирования частиц в неконсолидированных образованиях, включает консолидирование неконсолидированных частей подземных продуктивных зон в относительно стабильные проницаемые массы при использовании смолы, сопровождаемой распорной текучей средой и затем катализатором. Подобные способы могут быть проблематичными, когда, например, недостаточное количество распорной текучей среды используется между применением смолы и применением поверхностного катализатора. В таком случае смола может входить сама в контакт с поверхностным катализатором на стволе скважины более чем на неконсолидированной подземной производящей зоне. Кроме того, существует неуверенность в том, будет ли достаточным контакт между смолой и катализатором. Дополнительно, когда смола контактирует с внешним катализатором, происходит экзотермическая реакция, которая может привести к быстрой полимеризации, возможно повреждая формацию при закупоривании пористых каналов. Однообразное расположение отверждаемой смолы на формациях, обладающих длинными интервалами, является наиболее желательным. Однако формации часто включают в себя широкое разнообразие проницаемостей даже внутри единичной емкости, расположенной вдоль ствола скважины. В результате расширения, включающие консолидирование смолы при традиционных технологиях деривации, применяются в интервалах менее чем 50 футов и более идеально менее чем 30 футов. Также использование смолы для консолидирования длинных или больших неконсолидированных зон может не являться практичным, по меньшей мере, благодаря частично высокой стоимости наиболее подходящих смол.
Другой подобный способ включает применение безводной композиции для повышения клейкости к неконсолидированным частицам в попытке уменьшить миграцию частиц внутри зоны. Несмотря на то, что композиция отверждаемой смолы представляет твердую массу, использование безводной композиции для повышения клейкости представляет более деформируемую консолидированную массу.
Другой альтернативой является водная композиция для повышения клейкости. Водные композиции для повышения клейкости, однако, обладают своими недостатками, включая, но не ограничиваясь фактом, что они требуют поверхностных активаторов и поверхностно-активных веществ для оптимальных характеристик.
Новой технологией, которая могла быть полезной, является обработка разлома, в которой разламывающая текучая среда включает в себя подходящий консолидирующий агент, который взаимодействует таким образом, чтобы замедленно консолидировать частицы внутри образования для предотвращения миграции частиц. Прежде данное не достигалось, в частности, из-за ограничений, связанных с использованием традиционных кислот и ангидридов кислот в качестве активаторов.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам и композициям для регулирования миграции частиц. В частности, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций для замедленного повышения клейкости для регулирования миграции частиц в подземных формациях.
В одном воплощении настоящее изобретение предоставляет способ, включающий стадии предоставления текучей среды для обработки, которая включает композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; расположение текучей среды для обработки в подземной формации; получение кислоты из предшественника кислоты после периода задержки; предоставление возможности кислоте активировать водный агент для повышения клейкости так, чтобы получить активированный водный агент для повышения клейкости, способный стабилизировать частицы.
В другом воплощении настоящее изобретение предоставляет способ, включающий обеспечение композиции для замедленного повышения клейкости, содержащей водный агент для повышения клейкости и агент замедленного выделения кислоты; введение композиции для замедленного повышения клейкости в выбранную часть подземной формации; предоставление возможности активатору замедленного выделения кислоты производить кислоту, которая способна активировать водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости стать активированным для получения активированного водного агента для повышения клейкости; предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к частицам внутри части подземной формации.
В другом воплощении настоящее изобретение предоставляет способ, включающий обеспечение разламывающей текучей среды, включающей композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; доставку текучей среды для разрыва пласта в часть подземной формации под давлением, достаточным для создания или усиления в нем разлома; предоставление возможности композиции для замедленного повышения клейкости консолидировать частицы внутри подземной формации.
Особенности и преимущества настоящего изобретения будут очевидными для специалистов. В то время как многочисленные изменения могут быть сделаны специалистами, данные изменения находятся внутри сущности изобретения.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВОПЛОЩЕНИЙ
Настоящее изобретение относится к способам и композициям для регулирования миграции частиц. В частности, настоящее изобретение относится к использованию новых композиций для замедленного повышения клейкости для регулирования миграции частиц в подземных формациях. Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения могут консолидировать, стабилизировать и/или регулировать частицы (вместе определяются в данном описании как “стабилизирующие” частицы и их производные), присутствующие в подземных формациях (например, расклинивающий наполнитель, образования тонкоизмельченного продукта и подобное). Это также может называться как “регулирование тонкоизмельченного продукта”. Композиции и способы настоящего изобретения могут быть особенно пригодными в МУП применениях.
Одно из многих преимуществ настоящего изобретения состоит в том, что способы устраняют необходимость в отдельном кислотном активаторе при использовании водных агентов для повышения клейкости, что улучшает гибкость в работе и регулиремость операции. Более того, способы настоящего изобретения предоставляют способ замедленной активации водного агента для повышения клейкости в скважине относительно регулируемым способом. Другое преимущество из многих преимуществ состоит в том, что полученные стабилизированные массы обладают лучшей механической упругостью по сравнению с теми, которые образуются при использовании отверждаемых смол. Другие преимущества будут очевидными для специалиста с преимуществом данного раскрытия.
А. Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения
Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения включают в себя водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты для водного агента для повышения клейкости. Композиции для замедленного повышения клейкости также могут содержать воду; однако достаточное количество воды может присутствовать в композиции для замедленного повышения клейкости в результате композиции водного агента для повышения клейкости, которая обычно находится в форме раствора. Активатор замедленного выделения кислоты композиций производит кислоту за желательное время после периода задержки, которая активирует водный агент для повышения клейкости, давая ему возможность стабилизировать частицы внутри части подземной формации. Термин “стабилизировать” и его производные, как используется в данном описании, означает делать стабильным, на месте фиксировать или, по меньшей мере, частично иммобилизовывать частицы на месте так, что они становятся устойчивыми к течению с произведенными текучими средами. Данную стабилизацию можно отнести к “регулированию тонкоизмельченного продукта”. Период задержки зависит, в частности, от природы активатора замедленного выделения кислоты, состава несущей текучей среды и окружения, в которое их помещают.
Необязательно композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения могут включать в себя дополнительные добавки, такие как гелеобразующие агенты, буферные агенты, поверхностно-активные вещества, разбиватели, ферменты, хелатообразователи, агенты, регулирующие образование пены, кислоты или ингибиторы образования отложений. Например, буферный раствор может являться полезным, когда желательно более длительное время задержки до того, как активатор замедленного выделения кислоты произведет кислоту, которая является способной активизировать водный агент для повышения клейкости. Разбиватели и ферменты могут являться полезными, чтобы избавиться от любого преждевременного повреждения геля, который может присутствовать в подземной формации, например, из предварительной операции разлома. Любой обычный специалист с преимуществом данного раскрытия узнает, что совместимость любой данной добавки следует протестировать для гарантии, что она не влияет негативно на характеристики агента для повышения клейкости.
1. Подходящие водные агенты для повышения клейкости
Водные агенты для повышения клейкости, подходящие для использования в настоящем изобретении, являются способными “активизироваться” (например, дестабилизироваться, коалесцировать и/или взаимодействовать) с использованием подходящего активатора на основе кислоты для преобразования агента в “активированный водный агент для повышения клейкости”, способный к стабилизации частиц в желательное время. Активированный водный агент для повышения клейкости является способным стабилизировать частицы. Подобная активация может происходить до, во время или после того, как водный агент для повышения клейкости помещают в подземную формацию. Любой специалист на основании данного описания узнает, что желательное замедление в активации могло являться только минутами в течение времени откачивания, требуемого для помещения текучей среды для обработки, перемешанной оперативно, до дней для текучей среды для обработки, которую подготавливают на стороне и затем транспортируют к скважине. В предпочтительных воплощениях настоящего изобретения активация происходит после периода задержки, который может колебаться в пределах от около 15 минут до около 75 часов или более. Предпочтительный период задержки колеблется в пределах от около 1 до около 12 часов.
Подходящие водные агенты для повышения клейкости, как правило, заправляют полимерами, которые включают в себя соединения, которые, находясь в водном растворителе или растворе, будут образовывать нетвердеющее покрытие с активатором и при помещении на частицы в формации будут увеличивать постоянную критическую скорость повторной суспензии частицы при контакте с потоком воды. Критическая скорость повторной суспензии относится к скорости при температуре фазового перехода между ламинарным и турбулентным типами потока текучей среды. Водный агент для повышения клейкости может улучшить контакт гранулы к грануле между частицами внутри формации (они могут являться частицами расклинивающего наполнителя, образованиями тонкоизмельченного продукта или другими частицами), помогая осуществить консолидирование частиц в связанную, эластичную и проницаемую массу (упомянутую в данном описании как “стабилизированная масса”), стабилизировать отдельные частицы или кластеры частиц или снижать стремление частиц к образованию оптимально уплотненного расположения (например, для более высокой пористости или проницаемости).
Подходящие водные агенты для повышения клейкости включают любой полимер, который может затвердевать, коагулировать или флоккулировать частицу. Также полимеры, которые функционируют как адгезивы, чувствительные к давлению, могут быть подходящими. Примеры водных агентов для повышения клейкости, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваются ими: полимеры акриловой кислоты; полимеры эфира акриловой кислоты; полимеры, производные акриловой кислоты; гомополимеры акриловой кислоты; гомополимеры эфира акриловой кислоты (такие как полиметилакрилат, полибутилакрилат и поли-2-этилгексилакрилат); сополимеры эфира акриловой кислоты; полимеры, производные метакриловой кислоты; гомополимеры метакриловой кислоты; гомополимеры эфира метакриловой кислоты (такие как полиметилметакрилат, полибутилметакрилат и поли-2-этилгексилметакрилат); полимеры акриламидометилпропансульфоната; полимеры, производные акриламидометилпропансульфоната; сополимеры акриламидометилпропансульфоната и сополимеры акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфоната, их производные и их комбинации. Термин “производное”, как используется в данном описании, относится к любому соединению, которое получают из одного из перечисленных соединений, например, при замещении одного атома в основном соединении на другой атом или группу атомов. Способы определения подходящих водных агентов для повышения клейкости и дополнительное раскрытие водных агентов для повышения клейкости можно найти в патентной заявке США №10/864061, поданной 9 июня 2004 г., и патентной заявке США №10/864618, поданной 9 июня 2004 г., релевантные раскрытия которых включены в настоящее описание в виде ссылок.
Некоторые подходящие агенты для повышения клейкости описываются в патенте США №5249627, выданном на имя Harms et al., релевантное раскрытие которого включено в виде ссылки. Harms раскрывает водные агенты для повышения клейкости, которые включают в себя по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из четвертичного амина бензилкокодигидроксиэтила, р-т-амилфенола, конденсированного с формальдегидом, и сополимера, содержащего от около 80% до около 100% мономеров С1-30 алкилметакрилата и от около 0% до около 20% гидрофильных мономеров. В некоторых предпочтениях водный агент для повышения клейкости может включать в себя сополимер, который содержит от около 90% до около 99,5% 2-этилгексилакрилата и от около 0,5% до около 10% акриловой кислоты. Подходящими гидрофильными мономерами может являться любой мономер, который будет предоставлять полярные кислород- или азотсодержащие группы. Подходящие гидрофильные мономеры включают диалкиламиноалкил(мет)акрилаты и их четвертичную присадку и соли кислоты, акриламид, N-диалкиламиноалкилакриламид, метакриламиды и их четвертичную присадку и соли кислоты, гидроксиалкил(мет)акрилаты, ненасыщенные карбоновые кислоты, такие как метакриловая кислота или предпочтительно акриловая кислота, гидроксиэтилакрилат, акриламид и подобные. Данные сополимеры можно получить при любой подходящей технологии эмульсионной полимеризации. Способы получения данных сополимеров раскрываются, например, в патенте США №4670501, релевантное раскрытие которого включено в настоящее описание в виде ссылки.
Типично, что наиболее подходящие водные агенты для повышения клейкости являются полимерами на основе раствора; они являются обычно доступными в концентрациях от около 20% до 40%. В некоторых воплощениях водный агент для повышения клейкости является водным раствором около 40% с другими небольшими количествами поверхностно-активных веществ или других добавок. Любой специалист на основании данного описания легко представит себе осушенные полимерные композиции, также как и разбавленные композиции (например, концентрации полимера менее чем около 20%).
Водный агент для повышения клейкости следует включать в композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения в количестве от около 0,01% до около 10% объема композиции для замедленного повышения клейкости. В предпочтительных воплощениях данное количество может колебаться в пределах от около 0,1% до около 5%.
2. Подходящие активаторы замедленного выделения кислоты
В способах настоящего изобретения активатор замедленного выделения кислоты производит достаточное количество кислоты через какое-то время для активации водного агента для повышения клейкости и таким образом приводит к тому, что водный агент для повышения клейкости становится скрепленным так, что он может стабилизировать частицы в скважине. Таким образом, не требуется раствор поверхностной кислоты для активации водного агента для повышения клейкости.
Неограничивающие примеры активаторов замедленного выделения кислоты, которые можно использовать в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваются ими, ортоэфиры, полиортоэфиры, разлагаемые полимеры и другие источники кислоты (такие как капсулированные кислоты), которые выделяют кислоту при разложении. Количество активатора замедленного выделения кислоты, необходимого для активации водного агента для повышения клейкости, связано стехиометрически с количеством присутствующего водного агента для повышения клейкости.
а. Подходящие ортоэфиры и полиортоэфиры
Сложные ортоэфиры и сложные полиортоэфиры, подходящие для использования в настоящем изобретении, будут генерировать кислоты замедленно, что, в частности, будет активировать водный агент для повышения клейкости.
Примеры подходящих ортоэфиров имеют структуры, определяемые формулой RC(OR')(OR'')(OR'''), в которой R', R'' и R''' не являются водородом и R', R'' и R''' могут являться одинаковыми или разными группами. R', R'' или R''' могут включать в себя гетероатом, который может влиять на растворимость выбранного сложного ортоэфира в данном применении. Подходящие гетероатомы могли включать азот или кислород. Подходящие полиортоэфиры описываются в статье, озаглавленной Poly(orthoesters) From Concept to Reality, BIOMACROMOLECULES, Vol, 5, 1625 (2004), и в некоторых из ссылок, цитируемых там, которые включены в настоящее описание в виде ссылки. Примеры подходящих ортоэфиров и полиортоэфиров включают, но не ограничиваются ими, ортоацетаты, такие как триметилортоацетат, триэтилортоацетат, трипропилортоацетат, триизопропилортоацетат, трибутилортоацетат и полиортоацетаты; ортоформиаты, такие как триметилортоформиат, триэтилортоформиат, трипропилортоформиат, триизопропилортоформиат, трибутилортоформиат и полиортоформиаты; и ортопропионаты, такие как триметилортопропионат, триэтилортопропионат, трипропилортопропионат, триизопропилортопропионат, трибутилортопропионат и полиортопропионаты. Подходящие ортоэфиры могут также являться ортоэфирами многоосновных спиртов, таких как глицерин и/или этиленгликоль. При выборе ортоэфира следует помнить, что некоторые ортоэфиры обладают низкими температурами вспышки. Различные производные можно синтезировать при трансэтерификации выше упомянутых ортоэфиров с различными спиртами, сахарами или полиолами. Следует помнить, что для синтеза данных молекул не должно оставаться никаких свободных спиртовых групп после синтеза, которые можно далее трансэтерифицировать и возможно разрушить молекулу. В зависимости от желательного применения ортоэфиры или полиортоэфиры могут быть растворимыми в воде, нерастворимыми в воде или твердыми. В общем говоря, растворимые в воде ортоэфиры легко гидролизуются при более низкой температуре по сравнению с нерастворимыми в воде ортоэфирами. При получении ортоэфира или сложного полиортоэфира более гидрофобного (например, посредством соответствующих технологий дериватизации) ортоэфир может быть более подходящим для использования в применениях при более высокой температуре. Также полиортоэфиры, полученные из глицерина и триметилортоформиата, являются растворимыми в воде в зависимости от количества повторяющихся звеньев и могут использоваться в применениях при более низкой температуре. Одно из преимуществ, которым обладает полиортоэфир по сравнению со ортоэфиром, заключается в том, что он обладает более высокой температурой вспышки и более высокой вязкостью. Аналогично можно синтезировать гидрофобные полиортоэфиры, которые являются подходящими для применений при более высоких температурах. При выборе того, какой конкретный ортоэфир или полиортоэфир использовать, следует руководствоваться такими факторами, как защита окружающей среды.
Для того чтобы ортоэфир или полиортоэфир гидролизовался для получения кислоты, может требоваться источник воды. Вода должна присутствовать в количестве от около 2 моль воды на около каждый 1 моль сложного ортоэфира до избытка воды. Для сложных полиортоэфиров это зависит от количества молей повторяющихся звеньев ортоэфира, доступных для взаимодействия. Любой специалист с учетом преимущества данного описания узнает, присутствует ли подходящее количество воды или в активаторе замедленного выделения кислоты или, напротив, в стволе скважины для желательного применения или следует добавлять водную текучую среду.
Композиции агента для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения также могут содержать ингибитор, который может замедлять генерирование кислоты из ортоэфира или полиортоэфира и также может нейтрализовать генерированную кислоту в течение периода задержки для поддержания более длительного замедления. Подходящие ингибиторы включают основания. Примеры некоторых предпочтительных ингибиторов могут включать гидроксид натрия, гидроксид калия, амины, такие как гексаметилентетрамин, карбонат натрия и их комбинации. В определенных воплощениях небольшое количество сильного основания как противоположное большому количеству относительно слабого основания является предпочтительным.
Подходящий ортоэфир или полиортоэфир может обладать любой подходящей формой. Например, они могут использоваться в твердой форме, в форме раствора, в форме геля или в форме эмульсии. В определенных применениях форма в виде раствора может быть полезной, например, когда желательна более быстрая активация водного агента для повышения клейкости; в других применениях, например, когда желательна более медленная активация, может использоваться твердая, гелевая или эмульсионная форма. Для формы в виде раствора подходящие типичные растворители включают, но не ограничиваются ими, пропиленгликоль, простой эфир монометилпропиленгликоля, простой эфир монометилдипропиленгликоля и простой эфир монобутилэтиленгликоля. В некоторых воплощениях смеси растворителей и воды могут быть полезными, например, для сохранения ортоэфира солюбилизированным. Гелевую форму композиции ортоэфира можно получить с помощью подходящих полимеров и/или поверхностно-активных веществ. Для эмульсионной формы подходящие эмульгаторы включают эмульгаторы, подобные WS-44, который является коммерчески доступным на Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Специалист в области техники с использованием настоящего описания подберет подходящий состав для конкретного применения.
Генерированная кислота также может действовать как разбиватель для текучей среды для сгущающей обработки, такой как текучая среда для разлома или гравийная набивка.
b. Подходящие разлагаемые полимеры
Подходящие разлагаемые полимеры включают полимеры, которые выделят кислоту при разложении (например, в течение химического гидролиза). Считают, что полимер является “разлагаемым” в этом описании, если разложение происходит в частности благодаря химическому и/или радикальному процессу, такому как гидролиз или окисление. Разлагаемость полимера зависит, по меньшей мере, частично от его структуры каркаса. Например, присутствие гидролизуемых и/или окисляемых связей в каркасе часто приводит к материалу, который будет разлагаться, как описано в данном описании. Скорости, при которых подобные полимеры разлагаются, зависят от типа повторяющегося звена, состава, последовательности, длины, молекулярной геометрии, молекулярной массы, морфологии (например, кристалличности, размера сферолитов и ориентации), гидрофильности, гидрофобности, площади поверхности и добавок. Также окружающая среда, которой подвергается полимер, может оказывать влияние на его разложение, например температура, присутствие влаги, кислород, микроорганизмы, ферменты, рН и подобное.
Подходящие примеры разлагаемых полимеров, которые выделяют кислоту при разложении, которые можно использовать в соответствии с настоящим изобретением, включают, но не ограничиваются ими, алифатические сложные полиэфиры; полилактиды; полигликолиды; поли-ε-капролактоны; полигидроксибутираты; полиангидриды и алифатические поликарбонаты. Предпочтительным предшественником кислоты является тот, который приводит к образованию уксусной кислоты с помощью водных агентов для повышения клейкости полиакрилатного сложного эфира. Предшественники кислоты, которые производят ацетаты, такие как этилортоацетат, могут быть предпочтительными с другими водными агентами для повышения клейкости.
Полиангидриды являются другим типом особенно подходящих разлагаемых полимеров, полезных в настоящем изобретении. Гидролиз полиангидрида развивается, в частности, посредством свободного обрыва цепи карбоновых кислот с получением карбоновых кислот как конечных продуктов разложения. Время разрушения может варьироваться в пределах широкого интервала изменений в каркасе полимера. Примеры подходящих полиангидридов включают адипиновый полиангидрид, пробковый полиангидрид, себациновый полиангидрид и додекандикарбоновый полиангидрид. Другие подходящие примеры включают, но не ограничиваются ими, малеиновый полиангидрид и бензойный полиангидрид.
Физические свойства разлагаемых полимеров зависят от нескольких факторов, таких как состав повторяющихся звеньев, гибкость цепи, присутствие полярных групп, молекулярная масса, степень разветвленности, кристалличность, ориентация и т.д. Например, короткие ответвления цепей снижают степень кристалличности полимеров, в то время как длинные ответвления цепей понижают вязкость расплава и придают, в частности, вязкость при удлинении при поведении загустевания в напряженном состоянии. Свойства используемого материала можно далее адаптировать путем смешивания и сополимеризации его с другим полимером или путем изменения в макромолекулярной структуре (например, гиперразветвленные полимеры, в форме звезды или дендримеры и т.д.). Свойства любого подобного подходящего разлагаемого материала замедленного выделения кислоты (например, гидрофильность, гидрофобность, скорость разложения и т.д.) можно адаптировать при введении избранных функциональных групп вдоль полимерных цепей. Например, полифениллактид будет разлагаться с около 1/5 от скорости рацемического полилактида при рН 7,4 при 55°С. Любой специалист на основании настоящего описания будет способен определить подходящие функциональные группы для введения в полимерные цепи, чтобы достичь желательных физических свойств разлагаемых полимеров.
Смеси определенных разлагаемых материалов замедленного выделения кислоты могут также быть подходящими. Один пример подходящей смеси материалов включает смесь полимолочной кислоты и полигликолида. Другие материалы, которые подвергаются разложению и производят кислоту, также могут быть подходящими, если продукты разложения не мешают или нежелательно не влияют на выполняемую подземную обработку или на подземную формацию.
При выборе подходящего активатора следует учитывать продукты разложения, которые получатся. Также данные продукты разложения не должны противоположным образом влиять на другие операции или компоненты. Выбор разлагаемого материала может также зависеть, по меньшей мере, частично от условий в скважине, например от температуры ствола скважины. Например, обнаружено, что лактиды являются подходящими для скважин с более низкой температурой, включая температуры в пределах интервала от 60 до 150°F, и обнаружено, что полилактиды являются подходящими с температурами ствола скважины выше данного интервала. Также полимолочная кислота может являться подходящей для скважин с более высокой температурой.
При использовании в настоящем изобретении предпочтительный результат достигается, если активатор замедленного выделения кислоты производит кислоту после периода задержки в противоположность немедленному. Более предпочтительные результаты получались в случае, когда кислота не выделяется до тех пор, пока подземная обработка не будет по существу завершена, и является желательным, чтобы текучая среда для обработки преобразовалась в текучую среду с более низкой вязкостью.
с. Другие предшественники кислоты
Другие активаторы замедленного выделения кислоты, которые можно использовать в связи с настоящим изобретением, включают такие материалы, термическое разложение которых или продукты взаимодействия которых включают кислоту. Примеры включают, но не ограничиваются ими, сложные эфиры, лактоны, молочный ангидрид, малеиновый ангидрид и капсулированные кислоты.
В. Текучие среды для обработки, которые включают в себя композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения
Благодаря своей природе замедления композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения могут использоваться в связи с любой подходящей текучей средой для подземной обработки (например, текучей средой для разлома). Как используется в данном описании, термин “обработка” или “технологическая обработка” относится к любой подземной операции, которая использует текучую среду в связи с желательной функцией и/или для желательной цели. Термин “обработка” или “технологическая обработка” не предполагает никакого особенного действия текучей средой или любым особенным ее компонентом. В одном воплощении композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно добавлять в текучую среду для разлома и затем помещать в скважину с текучей средой для разлома в ходе операции разлома. Активатор замедленного выделения кислоты произведет кислоту в желательное время после того, как текучую среду для разлома помещают в желательную часть подземной формации. Кислота может действовать как разрушитель для текучей среды для разлома, также как и активатор для агента для замедленного повышения клейкости композиции для замедленного повышения клейкости. Другим примером является текучая среда гравийной набивки. Композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно добавлять к текучей среде гравийной набивки и вводить в подземную формацию с текучей средой. Кислота может действовать как разбиватель для текучей среды для разлома (например, если текучую среду гравийной набивки сгущают с помощью подходящего загустителя), также как и активатор для агента для замедленного повышения клейкости композиции для замедленного повышения клейкости. Другие обработки, в которых композицию для замедленного повышения настоящего изобретения можно вводить в подземную формацию, включают вторичные или матричные обработки.
Подходящие водные текучие среды для обработки включают свежую (пресную) воду, соленую воду, соляной раствор, морскую воду или любую другую водную жидкость, которая не может противоположно взаимодействовать с другими компонентами, используемыми в соответствии с настоящим изобретением или с подземной формацией. Следует отметить, что если текучая среда для обработки содержит большую концентрацию солей, затем данные соли могут действовать как активатор для водного агента для повышения клейкости, который может не являться желательным.
В некоторых воплощениях текучая среда для обработки может пениться. Одно преимущество использования пенистого варианта от непенистого варианта заключается в том, что используется меньшее количество водной текучей среды относительно изложенного. Это может являться важным в подземных формациях, которые являются чувствительными к воде. В некоторых воплощениях пенистые текучие среды для обработки обладают качеством пены от около 30% или выше. Предпочтительный уровень качества пены составляет около 50% или выше. Они могут включать смешанные текучие среды. В некоторых воплощениях текучая среда для обработки включает пенистый агент и необязательно подходящее поверхностно-активное вещество.
Выбор, использовать ли поверхностно-активное вещество, будет определяться, по меньшей мере, частично минералогией образования. В целом, поверхностно-активное вещество может помочь облегчению покрытия частиц композицией для замедленного повышения клейкости. Например, водные агенты для повышения клейкости, используемые в данном изобретении, включают заряженные полимеры, которые предпочтительно прикрепляются к частицам, обладающим противоположным зарядом. Например, гидрофобный полимер, обладающий отрицательным зарядом, будет предпочтительно прикрепляться к поверхностям, обладающим от положительного до нейтрального электрокинетическим потенциалом и/или гидрофильной поверхностью. Следовательно, в частных воплощениях катионное поверхностно-активное вещество можно включать для облегчения применения водного агента для повышения клейкости к частицам внутри образования. Как поймут специалисты, амфотерные и цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества также можно использовать до тех пор, пока условия, которым они подвергаются в ходе использования, являются такими, что они проявляют желательный заряд. Например, в конкретных воплощениях можно использовать смеси катионных и амфотерных поверхностно-активных веществ. При использовании в воплощениях текучей среды для обработки поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от около 0,01% до около 5% объема. При вспенивании основная текучая среда и/или композиция для замедленного повышения клейкости может содержать газ. В то время как разнообразные газы можно использовать для вспенивания текучей среды для обработки данного изобретения, предпочтительными являются азот, углекислый газ и их смеси. В примерах подобных воплощений газ может присутствовать в основной текучей среде и/или композиции для замедленного повышения клейкости в количестве в интервале от около 5% до около 95% объема и более предпочтительно в интервале от около 20% до около 80%. На количество газа для введения в текучую среду могут влиять факторы, включающие вязкость текучей среды и давления в скважине, затрагиваемые в особом применении. Примеры предпочтительных вспенивающих агентов, которые можно использовать для вспенивания основной текучей среды и/или композиции для замедленного повышения клейкости данного изобретения, включают, но не ограничиваются ими, алкиламидобетаины, такие как кокоамидопропилбетаин, сульфонат альфа-олефина, хлорид таллового триметиламмония, сульфат С8 - С22 алкилэтоксилата и хлорид триметилкокоаммония. Особенно предпочтительным является кокоамидопропилбетаин. Другие подходящие поверхностно-активные вещества, доступные на Halliburton Energy Services, включают: “19N™”, “G-Sperse Dispersant”, поверхностно-активное вещество “Morflo III®”, поверхностно-активное вещество “Hyrflo® IV M”, поверхностно-активное вещество “Pen-88M™”, “HC-2™ Agent”, поверхностно-активное вещество “Pen-88 HT™”, эмульгатор “SEM-7™”, вспенивающий агент “Howco-Suds™”, поверхностно-активное вещество “Howco Sticks™”, диспергирующую добавку для кислотных добавок “A-Sperse™”, поверхностно-активное вещество “SSO-21E” и поверхностно-активное вещество “SSO-21MW™”. Можно также включить другие подходящие вспенивающие агенты и агенты стабилизации пены, которые будут известны специалистам с использованием данного описания. Вспенивающий агент, как правило, присутствует в основной текучей среде и/или композиции для замедленного повышения клейкости данного изобретения в количестве в интервале от около 0,01% до около 5,0% объема, более предпочтительно в количестве от около 0,2% до около 1,0% и наиболее предпочтительно около 0,6% объема.
Необязательно текучая среда для обработки может содержать гелеобразующий агент. Любой гелеобразующий агент, подходящий для использования в подземных применениях, может использоваться в данных композициях, включая, но не ограничиваясь ими, природные биополимеры, синтетические полимеры, сшитые гелеобразующие агенты, вязкоэластичные поверхностно-активные вещества и подобные. Гуар и ксантан являются примерами подходящих гелеобразующих агентов. Может использоваться разнообразие гелеобразующих агентов, включая гидратируемые полимеры, которые содержат одну или более функциональных групп, таких как гидроксильная, карбоксильная, сульфатная, сульфонатная, амино- или амидо-группы. Подходящие гелеобразующие агенты типично включают в себя полисахариды, биополимеры, синтетические полимеры или их комбинацию. Примеры подходящих полимеров включают, но не ограничиваются ими, гуаровую смолу и ее производные, такие как гидроксипропилгуар и карбоксиметилгидроксипропилгуар, производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлозу, рожковую бобовую смолу, тару, коньяк, тамаринд, крахмал, целлюлозу, камедь карайи, диутановую смолу, склероглюкан, веллан, геллан, ксантан, трагакант и каррагенан, и производные всех вышеперечисленных веществ. Дополнительно можно использовать синтетические полимеры и сополимеры. Примеры подобных синтетических полимеров включают, но не ограничиваются ими, полиакрилат, полиметакрилат, полиакриламид, поливиниловый спирт и поливинилпирролидон. В других типичных воплощениях молекулу гелеобразующего агента можно деполимеризовать. Термин “деполимеризовать”, как используется в данном описании, как правило, относится к снижению молекулярной массы молекулы гелеобразующего агента. Деполимеризованные молекулы гелеобразующего агента описываются в патенте США №6488091, выданном 3 декабря 2002 на имя Weaver et al., релевантное раскрытие которого включено в настоящее описание в виде ссылки. Подходящие гелеобразующие агенты, как правило, присутствуют в композициях для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения в количестве в интервале от около 0,1% до около 5,0% массы воды в нем. В определенных типичных воплощениях гелеобразующие агенты присутствуют в композициях для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения в количестве в интервале от около 0,01% до около 2% объема. Если используется загуститель, может быть необходим разбиватель для снижения, в конечном счете, вязкости текучей среды. Можно использовать любой разбиватель, подходящий для подземной формации, и гелеобразующий агент. Количество разбивателя для включения будет зависеть, в частности, от количества гелеобразующего агента, присутствующего в текучей среде для обработки. Другие рассмотрения относительно разбивателя известны специалисту с преимуществом данного раскрытия.
С. Способы настоящего изобретения
Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно использовать, в частности, в любой подходящей обработке скважин, в которой является желательным замедленно регулировать частицы. Один пример способа настоящего изобретения включает стадии: обеспечения текучей среды для обработки, которая включает в себя композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; расположения текучей среды для обработки в подземной формации; предоставления возможности предшественнику кислоты производить кислоту после периода задержки; предоставления кислоте активизировать водный агент для повышения клейкости так, чтобы образовать активированный водный агент для повышения клейкости, который является способным стабилизировать частицы.
В некоторых воплощениях настоящее изобретение предоставляет способ обработки части подземной формации, который включает обеспечение композиции для замедленного повышения клейкости, содержащей водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; введение композиции для замедленного повышения клейкости в выбранную часть подземной формации; предоставление возможности активатору замедленного выделения кислоты производить кислоту, которая является способной активировать водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости стать активированным так, чтобы образовать активированный водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к неконсолидированным частицам внутри части подземной формации. Данные способы могут совершаться в любое время в ходе срока службы скважины.
Определенные способы настоящего изобретения направлены на способы, которые позволяют разместить агентов для повышения клейкости глубже в формацию до активации агента для повышения клейкости.
В некоторых воплощениях композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно использовать, в частности, в первичных, вторичных или упреждающих способах. Будет ли отдельный способ данного изобретения “первичным”, “вторичным” или “упреждающим”, определяется относительно времени разламывающей обработки или обработки гравийной набивкой. Первичные способы настоящего изобретения включают использование композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения в связи с текучей средой для разрыва пласта или текучей средой гравийной набивки (например, в качестве компонента текучей среды для разрыва пласта или текучей среды гравийной набивки так, что композицию для замедленного повышения клейкости вводят в подземную формацию с текучей средой). Вторичные способы наиболее подходят для скважин, в которых часть скважины разломана и закреплена. Вторичные способы также можно использовать в ситуации гравийной набивки, например, где присутствует проблема экранирования или повреждение. Упреждающие способы наиболее подходят для скважин, которые еще не разломаны или не набиты гравием. Упреждающие способы можно выполнять в связи с разламывающей обработкой, например, в качестве предварительной прокладки к разламывающей обработке или на любой диагностической стадии нагнетания, выполняемой до основного разлома, гравийной набивки или операции подкисления, если желательно.
Композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения также можно использовать до, во время или после в способе подкисления разлома или подкисления матрицы. Это является возможным, потому что водный агент для повышения клейкости не активируется HCl, используемой в подобных операциях подкисления.
Любому обычному специалисту будет понятно, что настоящее изобретение может быть полезно для стабилизации других типов частиц, таких как покрытия (также упомянутые как “виноградная корка”), остающиеся от некоторых капсулированных материалов.
Способы настоящего изобретения являются особенно подходящими для МУП применений, в которых является желательным регулировать большой объем мелких фракций формации, которые обычно присутствуют в подобных формациях. Если оставить необработанными, данные мелкие фракции могут снизить производительность скважины до точки, когда она может стать экономически нежизнеспособной. При обработке подобных мелких фракций в соответствии с настоящим изобретением кривую спада производительности данных скважин можно улучшить.
Ниже представлены некоторые дополнительные примеры некоторых первичных, вторичных и упреждающих способов настоящего изобретения.
1. Первичные способы
В некоторых воплощениях композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно использовать в первичном способе с текучей средой для обработки скважины, такой как текучая среда для разрыва пласта или текучая среда гравийной набивки. Один пример подобного способа включает в себя: обеспечение текучей среды для разрыва пласта, которая включает композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения; расположение текучей среды для разрыва пласта в части подземной формации при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней разлома; предоставление возможности композиции для замедленного повышения клейкости консолидировать частицы внутри части подземной формации. Другое воплощение первичного способа настоящего изобретения включает стадии: обеспечения текучей среды для разрыва пласта, которая включает композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; расположения текучей среды для разрыва пласта в части подземной формации при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней разлома; предоставления возможности активатору замедленного выделения кислоты производить кислоту, которая является способной активировать водный агент для повышения клейкости; активации водного агента для повышения клейкости для образования активированного водного агента для повышения клейкости и предоставления возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к поверхности и/или неконсолидированным частицам внутри части подземной формации. Как понятно любому специалисту, в то время как обычно это является предпочтительным, согласно изобретению не требуется, чтобы водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты являлись одинаковой текучей средой или стадией обработки.
Текучие среды для разрыва пласта в данных первичных воплощениях могут включать в себя такие материалы, обычно встречающиеся в текучих средах для разрыва пласта, включая, но не ограничиваясь ими, водную основную текучую среду, частицы расклинивающего наполнителя, гелеобразующие агенты, поверхностно-активные вещества, разбиватели, буферные растворы, газовую фазу (если текучую среду для разрыва пласта вспенивают или смешивают), связывающие агенты и подобные.
Один пример первичного способа гравийной набивки настоящего изобретения включает обеспечение текучей среды гравийной набивки, которая включает в себя гравий, раскол, необязательно гелеобразующий агент и композицию для замедленного повышения клейкости, причем композиция для замедленного повышения клейкости содержит водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты; контакт части подземной формации с текучей средой гравийной набивки так, чтобы расположить набивку гравием в части подземной формации или рядом с ней; предоставление возможности активатору замедленного выделения кислоты производить кислоту, которая способна активировать водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости активироваться так, чтобы образовать активированный водный агент для повышения клейкости; предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости стабилизировать частицы внутри подземной формации. Текучие среды гравийной набивки, используемые в данных воплощениях, могут являться любой подходящей текучей средой гравийной набивки и могут включать в себя такие материалы, обычно обнаруживаемые в текучих средах гравийной набивки, включая, но не ограничиваясь ими, водную основную текучую среду, частицы гравия, гелеобразующие агенты, поверхностно-активные вещества, разбиватели, буферные растворы, газовую фазу (если текучую среду вспенивают или смешивают) и подобные.
Следует отметить, что активатор замедленного выделения кислоты может действовать как разбиватель или для улучшения текучей среды для разрыва пласта или текучей среды гравийной набивки тем, что он может помогать уменьшить вязкость текучей среды для разрыва пласта или текучей среды гравийной набивки. Кислота также может быть полезной в улучшении рядом с повреждением образования ствола скважины. Следует также отметить, что композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения позволяют использовать водные агенты для повышения клейкости в текучих средах для разрыва пласта или текучих средах гравийной набивки без ухудшения качества геля.
2. Вторичные способы
В некоторых вторичных воплощениях настоящего изобретения, после того как проведут обработку по разрыву пласта или обработку гравийной набивкой, композицию для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно вводить в неконсолидированную зону подземной формации для стабилизации частиц внутри зоны. В подобных воплощениях может являться желательным включить разбиватель или фермент в композицию для замедленного повышения клейкости для взаимодействия с любым нежелательным остатком геля, который может присутствовать. Композиция для замедленного повышения клейкости может рассеивать любые несвязанные мелкие фракции внутри блока расклинивающего наполнителя в разломе, двигать любые мелкие фракции от разлома (или рядом со стволом скважины), стабилизировать частицы гравия вокруг экрана, стабилизировать повреждение экрана и блокировать мелкие фракции в формации, не вызывая разрушение проницаемости формации.
В некоторых воплощениях композицию для замедленного повышения клейкости, которая включает в себя водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты, помещают, по меньшей мере, в один закрепленный разлом внутри неконсолидированной зоны подземной формации. Активатор замедленного выделения кислоты произведет кислоту, которая активирует водный агент для повышения клейкости в композиции для замедленного повышения клейкости. Активированный водный агент для повышения клейкости стабилизирует несвязанные частицы в разломе. Во вторичных воплощениях композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно вводить в подземную формацию с любой подходящей основной текучей средой. Подходящие водные основные текучие среды включают свежую (пресную) воду, соленую воду, соляной раствор, морскую воду или любую другую водную жидкость, которая не может противоположно взаимодействовать с другими компонентами, используемыми в соответствии с данным изобретением или с подземной формацией. Следует отметить, что, если водная основная текучая среда включает в себя большую концентрацию солей, что затем данные соли могут действовать как активатор для водного агента для повышения клейкости, который может не являться желательным. Как понятно любому обычному специалисту, в то время как обычно является предпочтительным, согласно настоящему изобретению не требуется, чтобы водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты являлись одинаковой текучей средой или стадией обработки.
3. Упреждающие способы
Упреждающие способы настоящего изобретения являются наиболее подходящими для скважин, которые еще не подвергались разрыву или гравийной набивке. Данные способы можно использовать в качестве предварительной обработки до обработки разлома или на ранней стадии обработки разрыва пласта (включая диагностическое нагнетание) как предварительную прокладывающую обработку.
В некоторых воплощениях упреждающие способы настоящего изобретения включают в себя расположение композиции для замедленного повышения клейкости до или как часть предварительной прокладывающей обработки разрыва пласта в подземную формацию. Вторая стадия включает разрыв части подземной формации. Данная стадия разрыва может включать введение некоторого количества расклинивающего наполнителя в формацию. Данный расклинивающий наполнитель может являться покрытым, непокрытым или их комбинацией (например, некоторая часть покрытая, некоторая часть непокрытая и так далее). В некоторых воплощениях с экономической точки зрения предпочтительным является введение покрытого расклинивающего наполнителя в конце обработки разлома. Третья стадия включает введение расклинивающего наполнителя в ходе обработки разлома в разломы, созданные при обработке разлома. Расклинивающий наполнитель может образовать блоки расклинивающего наполнителя в разломах. Все три стадии можно проводить с помощью простой текучей среды. Как понятно любому обычному специалисту, в то время как обычно это является предпочтительным, согласно настоящему изобретению не требуется, чтобы водный агент для повышения клейкости и активатор замедленного выделения кислоты являлись одинаковой текучей средой или стадией обработки.
4. Введение покрытого расклинивающего наполнителя
В некоторых воплощениях композиции для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения можно нанести на расклинивающий наполнитель для использования в процессах разрыва или гравийной набивки, подобных тем, которые описаны выше. Полученный покрытый расклинивающий наполнитель можно вводить как часть процессов разрыва или гравийной набивки в любой точке в ходе одного из способов, описанных выше. Предпочтительно покрытый расклинивающий наполнитель вводят ближе к концу обработки разрывом или гравийной набивкой так, чтобы можно было получить максимальную экономическую выгоду. Термин “покрытый расклинивающий наполнитель”, как используется в данном описании, обозначает частицы расклинивающего наполнителя, которые, по меньшей мере, частично покрыты композицией для замедленного повышения клейкости настоящего изобретения или ее компонентом. Частицы расклинивающего наполнителя можно покрыть любым подходящим способом, как известно любому специалисту с преимуществом данного раскрытия. Термин “покрытый” не подразумевает никакую особенную степень покрытия частиц расклинивающего наполнителя композицией для замедленного повышения клейкости.
Широкое разнообразие материалов частиц можно использовать в качестве расклинивающего наполнителя в соответствии с настоящим изобретением, включая, но не ограничиваясь ими, песок; боксит; керамические материалы; стеклянные материалы; расклинивающий наполнитель, предварительно покрытый смолой (например, коммерчески доступный на Borden Chemicals и Santron, например, обе фирмы из Houston, TX); полимерные материалы; материалы “TEFLON™” (тетрафторэтилен); ореховую скорлупу; размолотую или раздробленную ореховую скорлупу; шелуху семян; размолотую или раздробленную шелуху семян; части фруктовых косточек; размолотые или раздробленные фруктовые косточки; переработанную древесину; составные частицы, полученные из разбивателя с частицами наполнителя, включая кремнезем, глинозем, дымящий углерод, сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, диоксид циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы и твердое стекло или их смеси. Используемый расклинивающий наполнитель может обладать размером частиц в интервале от около 2 до около 400 меш, серии сит США. Предпочтительно расклинивающий наполнитель является фракционированным песком, обладающим размером частиц в интервале от около 10 до около 70 меш, серии сит США. Предпочтительные интервалы распределения размера частиц песка составляют один или более из 10-20 меш, 20-40 меш, 40-60 меш или 50-70 меш в зависимости от размера частиц и распределения частиц образования для отсеивания расклинивающим наполнителем.
Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения даются следующие примеры определенных аспектов некоторых воплощений. Никаким образом не следует воспринимать следующие примеры для ограничения или определения сферы применения изобретения.
ПРИМЕРЫ
К 5 мл 40% раствора полимера сложного полиакрилатного эфира в воде (буферированного до рН около 9 с помощью NaHCO3) добавляли к 5 мл этилортоацетата для общего объема 100 мл. Далее добавляли 10 г активированного углерода (моделирующего мелкие фракции угля). Флокуляция не происходила. При понижении рН с помощью неактивированного 3% раствора HCl до приблизительно нейтрального сложный ортоэфир гидролизовался, выделяя уксусную кислоту, которая активировала полимер сложного полиакрилатного эфира, который консолидировал уголь.
Следовательно, настоящее изобретение хорошо применяется для достижения упомянутых целей и преимуществ, также как и тех, которые являются присущими данному изобретению. В то время как многочисленные изменения можно сделать специалистами, подобные изменения выполняются внутри сущности данного изобретения, как определяется прилагаемой формулой изобретения. Термины в формуле изобретения несут свое обычное значение, если не определено иначе патентовладельцем.
Claims (20)
1. Способ, включающий стадии:
обеспечение текучей среды для обработки, включающей композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор, замедляющий выделение кислоты;
расположение текучей среды для обработки в подземной формации;
предоставление возможности предшественнику кислоты производить кислоту после периода задержки, где период задержки колеблется в интервале от около 15 мин до около 75 ч, и
предоставление возможности кислоте активировать водный агент для повышения клейкости так, чтобы образовывался активированный водный агент для повышения клейкости, способный стабилизировать частицы.
обеспечение текучей среды для обработки, включающей композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор, замедляющий выделение кислоты;
расположение текучей среды для обработки в подземной формации;
предоставление возможности предшественнику кислоты производить кислоту после периода задержки, где период задержки колеблется в интервале от около 15 мин до около 75 ч, и
предоставление возможности кислоте активировать водный агент для повышения клейкости так, чтобы образовывался активированный водный агент для повышения клейкости, способный стабилизировать частицы.
2. Способ по п.1, в котором стадия предоставления возможности кислоте активировать водный агент для повышения клейкости с образованием активированного водного агента для повышения клейкости, который является способным стабилизировать частицы, происходит до, во время и после стадии размещения текучей среды для обработки в подземной формации.
3. Способ по п.1, в котором водный агент для повышения клейкости включает полимер, выбранный из группы, состоящей из: полимеров акриловой кислоты; полимеров эфира акриловой кислоты; полимеров, производных акриловой кислоты; гомополимеров акриловой кислоты; гомополимеров эфира акриловой кислоты; полиметилакрилата; полибутилакрилата; поли-2-этилгексилакрилата; сополимеров эфира акриловой кислоты; полимеров, производных метакриловой кислоты; гомополимеров метакриловой кислоты; гомополимеров эфира метакриловой кислоты; полиметилметакрилата; полибутилметакрилата; поли-2-этилгексилметакрилата; полимеров акриламидометилпропансульфоната; полимеров, производных акриламидометилпропансульфоната; сополимеров акриламидометилпропансульфоната; сополимеров акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфоната, их производных и их комбинаций.
4. Способ по п.1, в котором водный агент для повышения клейкости включает, по меньшей мере, один выбранный из группы, состоящей из: четвертичного амина бензилкоко-ди-гидроксиэтила, р-Т-амилфенола, конденсированного формальдегидом, и сополимера, включающего от около 80% до около 100% мономеров С1-30 алкилметакрилата и от около 0% до около 20% гидрофильных мономеров.
5. Способ по п.1, в котором водный агент для повышения клейкости включает от около 0,01% до около 10% композиции для замедленного повышения клейкости.
6. Способ по п.1, в котором активатор замедленного выделения кислоты включает предшественник кислоты, выбираемый из группы, состоящей из: ортоэфиров; полиортоэфиров; разлагаемых полимеров; капсулированных кислот; сложных эфиров; лактонов; молочного ангидрида и малеинового ангидрида.
7. Способ по п.1, в котором активатор, замедляющий выделение кислоты, включает ортоэфир, определяемый формулой: RC(OR')(OR'')(OR'''), в которой R', R'' и R''' не являются водородом и R', R'' и R''' могут являться одинаковыми или разными группами.
8. Способ по п.1, в котором активатор, замедляющий выделение кислоты, включает ортоэфир или полиортоэфир, выбранный из группы, состоящей из: ортоацетатов; триметилортоацетата; триэтилортоацетата; трипропилортоацетата; триизопропилортоацетата; трибутилортоацетатов; полиортоацетатов; ортоформиатов; триметилортоформиата; триэтилортоформиата; трипропилортоформиата; триизопропилортоформиата; трибутилортоформиата; полиортоформиатов; ортопропионатов; триметилортопропионата; триэтилортопропионата; трипропилортопропионата; триизопропилортопропионата; трибутилортопропионата; полиортопропионатов и ортоэфиров полифункциональных спиртов.
9. Способ по п.1, в котором активатор, замедляющий выделение кислоты, включает разлагаемый полимер, выбранный из группы, состоящей из: алифатических сложных полиэфиров; полилактидов; полигликолидов; поли-е-капролактонов; полигидроксибутиратов; полиангидридов; адипинового полиангидрида; пробкового полиангидрида; себацинового полиангидрида; додекандикарбонового полиангидрида; малеинового полиангидрида; бензойного полиангидрида; полимолочной кислоты; смеси полимолочной кислоты и полигликолида и алифатических поликарбонатов.
10. Способ по п.1, в котором текучая среда для обработки является текучей средой для разрыва или текучей средой гравийной набивки.
11. Способ по п.1, в котором текучая среда для обработки включает компонент, выбранный из группы, состоящей из: свежей (пресной) воды; соленой воды; соляных растворов; морской воды; вспенивающего агента; алкиламидобетаинов; кокоамидопропилбетаина; сульфоната альфа-олефина; хлорида таллового триметиламмония; сульфата C8 до С22 алкилэтоксилата; хлорида триметилкокоаммония; гелеобразующих агентов; природных биополимеров; синтетических полимеров; сшитых загустителей; вязкоэластичных поверхностно-активных веществ; гуара; ксантана; полисахаридов; деполимеризованных гелеобразующих агентов и разбивателей.
12. Способ по п.1, в котором подземная формация является образованием метана угольных пластов.
13. Способ по п.1, в котором композицию для замедленного повышения клейкости покрывают, по меньшей мере, на большинстве частиц расклинивающего наполнителя.
14. Способ, включающий: обеспечение композиции для замедленного повышения клейкости, содержащей водный агент для повышения клейкости и активатор, замедляющий выделение кислоты; введение композиции для замедленного повышения клейкости в выбранную часть подземной формации; предоставление возможности активатору, замедляющему выделение кислоты, производить кислоту, которая является способной активировать водный агент для повышения клейкости, где период задержки колеблется в интервале от около 15 мин до около 75 ч; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости стать активированным для получения активированного водного агента для повышения клейкости; и предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к частицам внутри части подземной формации.
15. Способ по п.14, в котором активатор, замедляющий выделение кислоты, включает предшественник кислоты, выбранный из группы, состоящей из: ортоэфиров; полиортоэфиров; разлагаемых полимеров; капсулированных кислот; сложных эфиров; лактонов; молочного ангидрида и малеинового ангидрида; и водный агент для повышения клейкости выбирают из группы, состоящей из: полимеров акриловой кислоты; полимеров эфира акриловой кислоты; полимеров, производных акриловой кислоты; гомополимеров акриловой кислоты; гомополимеров эфира акриловой кислоты; полиметилакрилата; полибутилакрилата; поли-2-этилгексилакрилата; сополимеров эфира акриловой кислоты; полимеров, производных метакриловой кислоты; гомополимеров метакриловой кислоты; гомополимеров эфира метакриловой кислоты; полиметилметакрилата; полибутилметакрилата; поли-2-этилгексил-метакрилата; полимеров акриламидометилпропансульфоната; полимеров производных акриламидометилпропансульфоната; сополимеров акриламидометилпропансульфоната; сополимеров акриловой кислоты и акриламидометилпропансульфоната, их производных и их комбинаций.
16. Способ по п.14, в котором стадия введения композиции для замедленного повышения клейкости в выбранную часть подземной формации происходит до, во время или после кислотного процесса разрыва или матричного кислотного процесса.
17. Способ по п.14, в котором способ является первичным способом, упреждающим способом или вторичным способом по отношению к обработке разрыва или обработке гравийной набивки в подземной формации.
18. Способ по п.14, в котором композицию для замедленного повышения клейкости покрывают, по меньшей мере, на большинстве частиц расклинивающего наполнителя, выбираемого из группы, состоящей из: песка; боксита; керамических материалов; стеклянных материалов; расклинивающего наполнителя, предварительно покрытого смолой; полимерных материалов; материалов тетрафторэтилена; ореховой скорлупы; частей ореховой скорлупы; частей фруктовых косточек; частиц переработанной древесины; составных частиц, полученных из разжижителя с частицами наполнителя; кремнезема; глинозема; дымящего углерода; сажи; графита; слюды; диоксида титана; метасиликата; силиката кальция; каолина; талька; диоксида циркония; бора; зольной пыли; полых стеклянных микросфер и их смесей.
19. Способ по п.14, дополнительно включающий: обеспечение текучей среды для обработки гравийной набивкой, включающей водную текучую среду и необязательно гелеобразующий агент с композицией для замедленного повышения клейкости; и введение текучей среды для обработки гравийной набивкой с композицией для замедленного повышения клейкости в подземную формацию так, чтобы поместить гравийную набивку в части подземной формации или рядом с ней.
20. Способ, включающий: обеспечение текучей среды для разрыва пласта, которая включает композицию для замедленного повышения клейкости, содержащую водный агент для повышения клейкости и активатор, замедляющий выделение кислоты; расположение текучей среды для разрыва пласта в часть подземной формации при давлении, достаточном для создания или увеличения в ней разрыва; предоставление возможности активатору, замедляющему выделение кислоты, производить кислоту, которая является способной активировать водный агент для повышения клейкости, где период задержки колеблется в интервале от около 15 мин до около 75 ч; предоставление возможности водному агенту для повышения клейкости стать активированным для получения активированного водного агента для повышения клейкости; и предоставление возможности активированному водному агенту для повышения клейкости приклеиться к частицам внутри части подземной формации.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/205,332 US7484564B2 (en) | 2005-08-16 | 2005-08-16 | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US11/205,332 | 2005-08-16 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006129620A RU2006129620A (ru) | 2008-02-20 |
| RU2443856C2 true RU2443856C2 (ru) | 2012-02-27 |
Family
ID=37744724
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006129620/03A RU2443856C2 (ru) | 2005-08-16 | 2006-08-15 | Композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7484564B2 (ru) |
| AU (1) | AU2006203483B2 (ru) |
| CA (1) | CA2556068C (ru) |
| RU (1) | RU2443856C2 (ru) |
Families Citing this family (72)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7833944B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
| US7829507B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
| US7674753B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
| US20070078063A1 (en) * | 2004-04-26 | 2007-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids and methods of treating subterranean formations |
| US7727937B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
| US7648946B2 (en) * | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
| US8030249B2 (en) * | 2005-01-28 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US20060169182A1 (en) * | 2005-01-28 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials |
| US7353876B2 (en) * | 2005-02-01 | 2008-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations |
| US8598092B2 (en) * | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
| US7677315B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7662753B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US7608567B2 (en) * | 2005-05-12 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US20060276345A1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-12-07 | Halliburton Energy Servicers, Inc. | Methods controlling the degradation rate of hydrolytically degradable materials |
| US7595280B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US20070049501A1 (en) | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use |
| US7287593B2 (en) * | 2005-10-21 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers |
| US8614171B2 (en) * | 2006-01-04 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for stimulating liquid-sensitive subterranean formations |
| US7431088B2 (en) * | 2006-01-20 | 2008-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlled acidization in a wellbore |
| US7608566B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
| US20080026960A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US8329621B2 (en) | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080026959A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US20080026955A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| GB2454411B (en) * | 2006-07-27 | 2011-05-11 | Baker Hughes Inc | Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low molecular weight water-soluble polymers |
| US7686080B2 (en) * | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
| US8757259B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8636065B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8763699B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US7581590B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US9085727B2 (en) | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US20090062157A1 (en) * | 2007-08-30 | 2009-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions related to the degradation of degradable polymers involving dehydrated salts and other associated methods |
| US8598094B2 (en) | 2007-11-30 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations |
| US7932305B2 (en) * | 2008-06-27 | 2011-04-26 | Ethicon, Inc. | Viscous α-cyanoacrylate compositions |
| US8881811B2 (en) * | 2008-10-10 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additives to suppress silica scale build-up and methods of use thereof |
| US8307897B2 (en) * | 2008-10-10 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geochemical control of fracturing fluids |
| MX2008015989A (es) * | 2008-12-12 | 2010-06-14 | Mexicano Inst Petrol | Composicion espumante para alta temperatura y salinidad. |
| US20100212906A1 (en) * | 2009-02-20 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for diversion of hydraulic fracture treatments |
| US8082992B2 (en) * | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
| US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
| US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
| US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
| US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| CN102344782B (zh) * | 2011-07-22 | 2012-07-11 | 石家庄华莱鼎盛科技有限公司 | 石油钻井助剂抗高温降滤失剂及其制备方法 |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9983327B2 (en) * | 2012-10-26 | 2018-05-29 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Polymer coated nanoparticles |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US8584754B1 (en) | 2013-02-28 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed-tackifier coated particulates and methods relating thereto |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| AU2014393400B2 (en) * | 2014-05-07 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective acidizing of a subterranean formation |
| WO2015171157A1 (en) * | 2014-05-09 | 2015-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stabilizing formation laminae in coal seam wellbores |
| CN106687558A (zh) | 2014-09-16 | 2017-05-17 | 酚醛树脂公司 | 低温可固化支撑剂 |
| US10428264B2 (en) | 2014-12-12 | 2019-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Breaker coated particulates for use in subterranean formation operations |
| NO342672B1 (en) | 2016-09-13 | 2018-06-25 | Elkem As | Microsilica slurry and method for producing such slurry |
| US10655057B2 (en) | 2017-05-12 | 2020-05-19 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and materials for treating subterranean formations using a three-phase emulsion based fracturing fluid |
| WO2019094014A1 (en) * | 2017-11-09 | 2019-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for acidizing and stabilizing formation of fracture faces in the same treatment |
| CN111946321B (zh) * | 2020-09-17 | 2022-11-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | 填砂暂堵压裂的支撑剂参数设计方法 |
| US11434418B1 (en) * | 2021-05-28 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strong acid precursor generating strong acid for use downhole in a subterranean formation |
| US11584878B1 (en) | 2021-12-16 | 2023-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid precursors for enhanced inhibitor placement in scale squeeze treatments |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4679630A (en) * | 1985-12-23 | 1987-07-14 | Canadian Hunter Exploration Ltd. | Method of completing production wells for the recovery of gas from coal seams |
| US5249627A (en) * | 1992-03-13 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Method for stimulating methane production from coal seams |
| US6209643B1 (en) * | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
| RU2217585C1 (ru) * | 1997-06-10 | 2003-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн | Способ разрыва пласта подземной формации |
Family Cites Families (165)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US2823753A (en) * | 1955-12-27 | 1958-02-18 | Dow Chemical Co | Method of treating wells |
| US3173484A (en) * | 1958-09-02 | 1965-03-16 | Gulf Research Development Co | Fracturing process employing a heterogeneous propping agent |
| US3239006A (en) | 1962-12-19 | 1966-03-08 | Pan American Petroleum Corp | Mixed props for high flow capacity fractures |
| US3272650A (en) | 1963-02-21 | 1966-09-13 | Union Carbide Corp | Process for cleaning conduits |
| US3195635A (en) | 1963-05-23 | 1965-07-20 | Pan American Petroleum Corp | Spacers for fracture props |
| US3302719A (en) * | 1965-01-25 | 1967-02-07 | Union Oil Co | Method for treating subterranean formations |
| US3366178A (en) * | 1965-09-10 | 1968-01-30 | Halliburton Co | Method of fracturing and propping a subterranean formation |
| US3455390A (en) | 1965-12-03 | 1969-07-15 | Union Oil Co | Low fluid loss well treating composition and method |
| US3364995A (en) * | 1966-02-14 | 1968-01-23 | Dow Chemical Co | Hydraulic fracturing fluid-bearing earth formations |
| 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 |
| US3747681A (en) | 1972-05-26 | 1973-07-24 | Marathon Oil Co | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid |
| US3819525A (en) | 1972-08-21 | 1974-06-25 | Avon Prod Inc | Cosmetic cleansing preparation |
| 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 |
| US3968840A (en) | 1973-05-25 | 1976-07-13 | Texaco Inc. | Controlled rate acidization process |
| US3955993A (en) | 1973-12-28 | 1976-05-11 | Texaco Inc. | Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations |
| US3948672A (en) * | 1973-12-28 | 1976-04-06 | Texaco Inc. | Permeable cement composition and 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 |
| US3986355A (en) | 1974-08-15 | 1976-10-19 | Klaeger Joseph H | Well head gas counter balanced and operated actuator for oil well pumps |
| US4010071A (en) * | 1974-10-10 | 1977-03-01 | Merck & Co., Inc. | Clarification of xanthan gum |
| US3998744A (en) | 1975-04-16 | 1976-12-21 | Standard Oil Company | Oil fracturing spacing agents |
| US3998272A (en) | 1975-04-21 | 1976-12-21 | Union Oil Company Of California | Method of acidizing wells |
| CA1045027A (en) * | 1975-09-26 | 1978-12-26 | Walter A. Hedden | Hydraulic fracturing method using sintered bauxite propping agent |
| US4169798A (en) | 1976-11-26 | 1979-10-02 | Celanese Corporation | Well-treating compositions |
| US4265673A (en) | 1978-06-23 | 1981-05-05 | Talres Development (N.A.) N.V. | Polymer solutions for use in oil recovery containing a complexing agent for multivalentions |
| US4252421A (en) * | 1978-11-09 | 1981-02-24 | John D. McCarry | Contact lenses with a colored central area |
| US4267887A (en) | 1979-02-22 | 1981-05-19 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing high temperature subterranean formations |
| US4261421A (en) | 1980-03-24 | 1981-04-14 | Union Oil Company Of California | Method for selectively acidizing the less permeable zones of a high temperature subterranean formation |
| US4299825A (en) | 1980-07-03 | 1981-11-10 | Celanese Corporation | Concentrated xanthan gum solutions |
| US4502540A (en) * | 1981-06-01 | 1985-03-05 | Mobil Oil Corporation | Tertiary oil recovery |
| 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 |
| US4526695A (en) | 1981-08-10 | 1985-07-02 | Exxon Production Research Co. | Composition for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4460052A (en) | 1981-08-10 | 1984-07-17 | Judith Gockel | Prevention of lost circulation of drilling muds |
| US4387769A (en) | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
| US4470915A (en) | 1982-09-27 | 1984-09-11 | Halliburton Company | Method and compositions for fracturing subterranean formations |
| US4521316A (en) | 1983-03-11 | 1985-06-04 | Fmc Corporation | Oil well completion fluid |
| US4506734A (en) * | 1983-09-07 | 1985-03-26 | The Standard Oil Company | Fracturing fluid breaker system which is activated by fracture closure |
| US4681165A (en) | 1984-03-01 | 1987-07-21 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous chemical wash compositions |
| GB8412423D0 (en) | 1984-05-16 | 1984-06-20 | Allied Colloids Ltd | Polymeric compositions |
| FR2580666B1 (fr) | 1985-04-19 | 1988-01-15 | Elf Aquitaine | Perfectionnement a l'immobilisation d'enzymes |
| US4632876A (en) | 1985-06-12 | 1986-12-30 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Ceramic spheroids having low density and high crush resistance |
| US4715967A (en) | 1985-12-27 | 1987-12-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Composition and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations |
| US4772346A (en) | 1986-02-14 | 1988-09-20 | International Business Machines Corporation | Method of bonding inorganic particulate material |
| US4665988A (en) | 1986-04-04 | 1987-05-19 | Halliburton Company | Method of preparation of variable permeability fill material for use in subterranean formations |
| US4694905A (en) | 1986-05-23 | 1987-09-22 | Acme Resin Corporation | Precured coated particulate material |
| US4785884A (en) | 1986-05-23 | 1988-11-22 | Acme Resin Corporation | Consolidation of partially cured resin coated particulate material |
| 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 |
| US4737295A (en) | 1986-07-21 | 1988-04-12 | Venture Chemicals, Inc. | Organophilic polyphenolic acid adducts |
| MX168601B (es) | 1986-10-01 | 1993-06-01 | Air Prod & Chem | Procedimiento para la preparacion de un homopolimero de vinilamina de alto peso molecular |
| US4772646A (en) | 1986-11-17 | 1988-09-20 | Halliburton Company | Concentrated hydrophilic polymer suspensions |
| US4793416A (en) | 1987-06-30 | 1988-12-27 | Mobile Oil Corporation | Organic crosslinking of polymers for CO2 flooding profile control |
| US4894231A (en) * | 1987-07-28 | 1990-01-16 | Biomeasure, Inc. | Therapeutic agent delivery system |
| US4836940A (en) | 1987-09-14 | 1989-06-06 | American Colloid Company | Composition and method of controlling lost circulation from wellbores |
| US4829100A (en) | 1987-10-23 | 1989-05-09 | Halliburton Company | Continuously forming and transporting consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels |
| US4817721A (en) * | 1987-12-14 | 1989-04-04 | Conoco Inc. | Reducing the permeability of a rock formation |
| US5152781A (en) | 1987-12-17 | 1992-10-06 | Allied-Signal Inc. | Medical devices fabricated from homopolymers and copolymers having recurring carbonate units |
| US4809783A (en) * | 1988-01-14 | 1989-03-07 | Halliburton Services | Method of dissolving organic filter cake |
| US4848467A (en) | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
| US4957165A (en) | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US4822500A (en) * | 1988-02-29 | 1989-04-18 | Texas United Chemical Corporation | Saturated brine well treating fluids and additives therefore |
| US4886354A (en) | 1988-05-06 | 1989-12-12 | Conoco Inc. | Method and apparatus for measuring crystal formation |
| US5216050A (en) | 1988-08-08 | 1993-06-01 | Biopak Technology, Ltd. | Blends of polyactic acid |
| 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 |
| US4961466A (en) | 1989-01-23 | 1990-10-09 | Halliburton Company | Method for effecting controlled break in polysaccharide gels |
| US4986355A (en) * | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| US5034139A (en) | 1989-06-19 | 1991-07-23 | Nalco Chemical Company | Polymer composition comprising phosphorous-containing gelling agent and process thereof |
| US5487897A (en) * | 1989-07-24 | 1996-01-30 | Atrix Laboratories, Inc. | Biodegradable implant precursor |
| US5496557A (en) * | 1990-01-30 | 1996-03-05 | Akzo N.V. | Article for the controlled delivery of an active substance, comprising a hollow space fully enclosed by a wall and filled in full or in part with one or more active substances |
| US5082056A (en) * | 1990-10-16 | 1992-01-21 | Marathon Oil Company | In situ reversible crosslinked polymer gel used in hydrocarbon recovery applications |
| US5203834A (en) * | 1990-12-21 | 1993-04-20 | Union Oil Company Of California | Foamed gels having selective permeability |
| US5128390A (en) | 1991-01-22 | 1992-07-07 | Halliburton Company | Methods of forming consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels |
| US5213446A (en) | 1991-01-31 | 1993-05-25 | Union Oil Company Of California | Drilling mud disposal technique |
| US5095987A (en) | 1991-01-31 | 1992-03-17 | Halliburton Company | Method of forming and using high density particulate slurries for well completion |
| US5278203A (en) | 1991-03-21 | 1994-01-11 | Halliburton Company | Method of preparing and improved liquid gelling agent concentrate and suspendable gelling agent |
| US5161615A (en) | 1991-06-27 | 1992-11-10 | Union Oil Company Of California | Method for reducing water production from wells |
| US5142023A (en) | 1992-01-24 | 1992-08-25 | Cargill, Incorporated | Continuous process for manufacture of lactide polymers with controlled optical purity |
| US5247059A (en) | 1992-01-24 | 1993-09-21 | Cargill, Incorporated | Continuous process for the manufacture of a purified lactide from esters of lactic acid |
| US5251697A (en) | 1992-03-25 | 1993-10-12 | Chevron Research And Technology Company | Method of preventing in-depth formation damage during injection of water into a formation |
| US5249628A (en) | 1992-09-29 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Horizontal well completions |
| US5325923A (en) | 1992-09-29 | 1994-07-05 | Halliburton Company | Well completions with expandable casing portions |
| US5396957A (en) * | 1992-09-29 | 1995-03-14 | Halliburton Company | Well completions with expandable casing portions |
| US5338822A (en) * | 1992-10-02 | 1994-08-16 | Cargill, Incorporated | Melt-stable lactide polymer composition and process for manufacture thereof |
| US5295542A (en) * | 1992-10-05 | 1994-03-22 | Halliburton Company | Well gravel packing methods |
| US5314031A (en) | 1992-10-22 | 1994-05-24 | Shell Oil Company | Directional drilling plug |
| US5363916A (en) | 1992-12-21 | 1994-11-15 | Halliburton Company | Method of gravel packing a well |
| US5304620A (en) * | 1992-12-21 | 1994-04-19 | Halliburton Company | Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations |
| US5316587A (en) * | 1993-01-21 | 1994-05-31 | Church & Dwight Co., Inc. | Water soluble blast media containing surfactant |
| JPH06225848A (ja) * | 1993-02-01 | 1994-08-16 | Tootaru Service:Kk | 建造物外壁表面の清掃方法 |
| CA2119316C (en) * | 1993-04-05 | 2006-01-03 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5360068A (en) | 1993-04-19 | 1994-11-01 | Mobil Oil Corporation | Formation fracturing |
| US5373901A (en) | 1993-07-27 | 1994-12-20 | Halliburton Company | Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations |
| US5359026A (en) | 1993-07-30 | 1994-10-25 | Cargill, Incorporated | Poly(lactide) copolymer and process for manufacture thereof |
| 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 |
| US5402846A (en) * | 1993-11-15 | 1995-04-04 | Mobil Oil Corporation | Unique method of hydraulic fracturing |
| DE69426970T2 (de) * | 1993-11-27 | 2001-09-13 | Aea Technology Plc, Didcot | Verfahren zur Behandlung einer Ölquelle |
| US5607905A (en) * | 1994-03-15 | 1997-03-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
| US5460226A (en) | 1994-05-18 | 1995-10-24 | Shell Oil Company | Formation fracturing |
| US5499678A (en) * | 1994-08-02 | 1996-03-19 | Halliburton Company | Coplanar angular jetting head for well perforating |
| US5501276A (en) * | 1994-09-15 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Drilling fluid and filter cake removal methods and compositions |
| 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 |
| US6047772A (en) * | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5602083A (en) * | 1995-03-31 | 1997-02-11 | Baker Hughes Inc. | Use of sized salts as bridging agent for oil based fluids |
| US5497830A (en) * | 1995-04-06 | 1996-03-12 | Bj Services Company | Coated breaker for crosslinked acid |
| US5613558A (en) * | 1995-06-02 | 1997-03-25 | Bj Services Company | Method for controlling the set time of cement |
| US6028113A (en) * | 1995-09-27 | 2000-02-22 | Sunburst Chemicals, Inc. | Solid sanitizers and cleaner disinfectants |
| US5888944A (en) * | 1996-08-02 | 1999-03-30 | Mi L.L.C. | Oil-based drilling fluid |
| US5723416A (en) * | 1997-04-01 | 1998-03-03 | Liao; W. Andrew | Well servicing fluid for trenchless directional drilling |
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US6024170A (en) * | 1998-06-03 | 2000-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions |
| US6686328B1 (en) * | 1998-07-17 | 2004-02-03 | The Procter & Gamble Company | Detergent tablet |
| GB2340147A (en) * | 1998-07-30 | 2000-02-16 | Sofitech Nv | Wellbore fluid |
| US6189615B1 (en) * | 1998-12-15 | 2001-02-20 | Marathon Oil Company | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery |
| US6209646B1 (en) * | 1999-04-21 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling the release of chemical additives in well treating fluids |
| GB9915354D0 (en) * | 1999-07-02 | 1999-09-01 | Cleansorb Ltd | Method for treatment of underground reservoirs |
| US6509301B1 (en) * | 1999-08-26 | 2003-01-21 | Daniel Patrick Vollmer | Well treatment fluids and methods for the use thereof |
| CA2318703A1 (en) * | 1999-09-16 | 2001-03-16 | Bj Services Company | Compositions and methods for cementing using elastic particles |
| US6357527B1 (en) * | 2000-05-05 | 2002-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations |
| US6444316B1 (en) * | 2000-05-05 | 2002-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods |
| US6202751B1 (en) * | 2000-07-28 | 2001-03-20 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
| CA2432160C (en) * | 2001-01-09 | 2010-04-13 | Bj Services Company | Well treatment fluid compositions and methods for their use |
| US7168489B2 (en) * | 2001-06-11 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids |
| US6828280B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
| US6837309B2 (en) * | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
| US6861394B2 (en) * | 2001-12-19 | 2005-03-01 | M-I L.L.C. | Internal breaker |
| US6852173B2 (en) * | 2002-04-05 | 2005-02-08 | Boc, Inc. | Liquid-assisted cryogenic cleaning |
| US6691780B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| US6840318B2 (en) * | 2002-06-20 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation |
| US6978838B2 (en) * | 2002-07-19 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method for removing filter cake from injection wells |
| EA008140B1 (ru) * | 2002-10-28 | 2007-04-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Саморазрушающаяся фильтрационная корка |
| US7007752B2 (en) * | 2003-03-21 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers |
| US6981552B2 (en) * | 2003-03-21 | 2006-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers |
| US6987083B2 (en) * | 2003-04-11 | 2006-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Xanthan gels in brines and methods of using such xanthan gels in 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 |
| US7178596B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US20050028976A1 (en) * | 2003-08-05 | 2005-02-10 | Nguyen Philip D. | Compositions and methods for controlling the release of chemicals placed on particulates |
| US8541051B2 (en) * | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
| US8076271B2 (en) * | 2004-06-09 | 2011-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous tackifier and methods of controlling particulates |
| US7204311B2 (en) * | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
| US7131491B2 (en) * | 2004-06-09 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based tackifier fluids and methods of use |
| US6997259B2 (en) * | 2003-09-05 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming a permeable and stable mass in a subterranean formation |
| US7829507B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
| US7000701B2 (en) * | 2003-11-18 | 2006-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for weighting a breaker coating for uniform distribution in a particulate pack |
| US7195068B2 (en) * | 2003-12-15 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations |
| US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
| US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
| US7475728B2 (en) * | 2004-07-23 | 2009-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of use in subterranean formations |
| US7165617B2 (en) * | 2004-07-27 | 2007-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified treatment fluids and associated methods of use |
| US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
| US7322412B2 (en) * | 2004-08-30 | 2008-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing |
| US20060046938A1 (en) * | 2004-09-02 | 2006-03-02 | Harris Philip C | Methods and compositions for delinking crosslinked fluids |
| US7413017B2 (en) * | 2004-09-24 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations |
| US7093658B2 (en) * | 2004-10-29 | 2006-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed treatment fluids, foaming additives, and associated methods |
| US7748451B2 (en) * | 2004-12-08 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving low-quality proppant and method of using low-quality proppant in subterranean operations |
| US20080009423A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
| US7595280B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
-
2005
- 2005-08-16 US US11/205,332 patent/US7484564B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-08-11 CA CA2556068A patent/CA2556068C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-08-11 AU AU2006203483A patent/AU2006203483B2/en not_active Ceased
- 2006-08-15 RU RU2006129620/03A patent/RU2443856C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4679630A (en) * | 1985-12-23 | 1987-07-14 | Canadian Hunter Exploration Ltd. | Method of completing production wells for the recovery of gas from coal seams |
| US5249627A (en) * | 1992-03-13 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Method for stimulating methane production from coal seams |
| US6209643B1 (en) * | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
| RU2217585C1 (ru) * | 1997-06-10 | 2003-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Корпорейшн | Способ разрыва пласта подземной формации |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2556068A1 (en) | 2007-02-16 |
| AU2006203483A1 (en) | 2007-03-08 |
| AU2006203483B2 (en) | 2011-04-14 |
| RU2006129620A (ru) | 2008-02-20 |
| US7484564B2 (en) | 2009-02-03 |
| CA2556068C (en) | 2011-02-08 |
| US20070039733A1 (en) | 2007-02-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2443856C2 (ru) | Композиции для замедленного повышения клейкости и сопутствующие способы, включающие регулируемую миграцию частиц | |
| RU2422487C2 (ru) | Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе | |
| AU2008288334B2 (en) | Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods | |
| CA2552049C (en) | Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications | |
| CA2618394C (en) | Wellbore treatment compositions containing foam extenders and methods of use thereof | |
| US7306040B1 (en) | Stimuli-degradable gels | |
| US7678743B2 (en) | Drill-in fluids and associated methods | |
| US7678742B2 (en) | Drill-in fluids and associated methods | |
| RU2382173C2 (ru) | Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц | |
| US7687438B2 (en) | Drill-in fluids and associated methods | |
| EP2598599B1 (en) | Stimuli-responsive high viscosity pill | |
| US20120138294A1 (en) | Interpolymer crosslinked gel and method of using | |
| CN106795750A (zh) | 用于井处理操作的转向系统 | |
| BRPI0509306B1 (pt) | processos para desintegrar a torta do filtro em uma formação subterránea, e para impedir o dano às telas e outro equipamento subterráneo durante a colocação em uma formação subterránea, tela ou outro equipamento subterráneo, e, uso de um polìmero sólido. | |
| CA2803790A1 (en) | Gelled foam compositions and methods | |
| US20110214859A1 (en) | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods | |
| EA027700B1 (ru) | Повышающий вязкость агент для регулирования потерь жидкости с использованием хелатов | |
| CN104388067A (zh) | 一种油基钻井液用复合防漏剂 | |
| US9617458B2 (en) | Parylene coated chemical entities for downhole treatment applications | |
| WO2013176826A1 (en) | Degradable polymer and legume particulates for well treatment | |
| US8863842B2 (en) | Methods for propping fractures using proppant-laden aggregates and shear-thickening fluids | |
| US20130116156A1 (en) | Chemical seal ring composition and method of using | |
| CA3027510A1 (en) | Invert emulsion containing vegetable oil | |
| RU2660810C2 (ru) | Гелевые композиции для применения в гидроразрыве пластов | |
| US20210403800A1 (en) | Anti-caking or blocking agent for treating solid acid precursor additives used in treating subterranean formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160816 |