RU2462498C2 - Материалы и способы для обработки скважины - Google Patents

Материалы и способы для обработки скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2462498C2
RU2462498C2 RU2009104710/03A RU2009104710A RU2462498C2 RU 2462498 C2 RU2462498 C2 RU 2462498C2 RU 2009104710/03 A RU2009104710/03 A RU 2009104710/03A RU 2009104710 A RU2009104710 A RU 2009104710A RU 2462498 C2 RU2462498 C2 RU 2462498C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
coating
particle
coated proppant
proppant
coated
Prior art date
Application number
RU2009104710/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009104710A (ru
Inventor
Ричард РИДАЙДЖЕР (US)
Ричард РИДАЙДЖЕР
Майкл Дж. АРОН (US)
Майкл Дж. АРОН
Бедфорд В. ФЕННЕЛЛ (US)
Бедфорд В. ФЕННЕЛЛ
Original Assignee
ДЖОРДЖИЯ-ПЭСИФИК КЕМИКАЛЗ ЭлЭлСи
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ДЖОРДЖИЯ-ПЭСИФИК КЕМИКАЛЗ ЭлЭлСи filed Critical ДЖОРДЖИЯ-ПЭСИФИК КЕМИКАЛЗ ЭлЭлСи
Publication of RU2009104710A publication Critical patent/RU2009104710A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2462498C2 publication Critical patent/RU2462498C2/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805Coated proppants
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/64Oil-based compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/29Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
    • Y10T428/2982Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]
    • Y10T428/2991Coated
    • Y10T428/2998Coated including synthetic resin or polymer

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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Application Of Or Painting With Fluid Materials (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
  • Laminated Bodies (AREA)

Abstract

Изобретение относится к покрытому расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве пласта. Технический результат - увеличение стабилизации и снижения выноса и транспорта мелочи в скважину. Покрытый расклинивающий наполнитель содержит частицу, имеющую внутреннее термопластичное покрытии, содержащее термоплавкий клей, внешнее термоотвержденное покрытие, окружающее и полностью заключающее в себе внутреннее покрытие. Покрытый расклинивающий наполнитель содержит частицу, имеющую внутреннее термопластичное покрытие, содержащее сосновую смолу или эфир канифоли, и внешнее термоотвержденное покрытие, окружающее внутреннее покрытие и содержащее фенолформальдегидную новолачную смолу или смесь фенолформальдегидной новолачной смолы с сшивающим агентом. Способ получения указанного выше наполнителя содержит нанесение на частицу внутреннего термопластичного покрытия, нанесение внешнего термоотвержденного покрытия, окружающего частицу с термопластичным покрытием. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 5 н. и 24 з.п. ф-лы, 2 пр.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение направлено на улучшенные композиции дисперсного материала, применимые для операций гидравлического разрыва, заполнения скважинного фильтра гравием для борьбы с поступлением песка или других обработок скважины-пласта и, в частности, направлено на способы их использования. Изобретение, в частности, направлено на использование термопластичного материала и, особенно, термоплавкого клея в качестве части композиции дисперсного материала (покрытого расклинивающего наполнителя) в способе увеличения стабилизации и снижения выноса и транспорта мелочи в скважину-пласт. Покрытый расклинивающий наполнитель демонстрирует скрытую клейкость, что способствует простоте обращения с данным продуктом до помещения в нисходящую скважину, где затем происходит агрегация.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Дисперсное твердое вещество вводят в скважину для различных целей. В операциях гидравлического разрыва дисперсные расклинивающие наполнители перемещаются в трещины, создаваемые в подземных пластах гидравлическим давлением. Расклинивающие наполнители, суспендированные в жидкости для гидроразрыва, перемещаются в трещины и при снятии давления гидроразрыва пласта расклинивающий наполнитель остается в трещинах, удерживая разделенные пласты обособленно друг от друга для создания каналов для потока пластовых текучих сред, например, углеводородов, включая природный газ и нефть, обратно к стволу скважины и, в конечном счете, к устью скважины.
Обычно помещают дисперсный материал в область, окружающую ствол скважины, для поддержания проницаемости и борьбы с поступлением песка. Так называемые гравийные набивки действуют в качестве фильтров, ограничивая поток мелочи и пластового песка с углеводородной текучей средой в ствол скважины. Типично, гравий или песок, имеющие размер, соответствующий номеру сита от 10 до 60 меш по системе стандартных сит США, помещают в зону по соседству со стволом скважины; данные частицы можно связать друг с другом мостиками, используя композицию термоотверждающейся смолы.
Несмотря на данные методики и часто как их следствие, в процессе функционирования скважины образуется дисперсное твердое вещество, которое является достаточно плавучим для транспортировки пластовой текучей средой (углеводородом) в виде части работ по добыче. Например, сам пласт по природе может быть заполнен частицами достаточно маленькими для захвата в пластовой текучей среде. Когда данные транспортируемые частицы остаются в пластовой текучей среде, извлекаемой из устья скважины, проблемой становится преждевременный износ оборудования для добычи углеводородов. Такие частицы также могут забить ствол скважины, значительно снижая, и даже останавливая, дебит скважины. В конечном счете, необходимо удалять твердые вещества из текучей среды, что вносит дополнительные издержки в операцию добычи.
Вынос расклинивающего наполнителя является одним примером данного явления, в котором сам расклинивающий наполнитель вытесняется из трещины и становится захваченным в пластовой текучей среде (углеводороде) по мере его добычи из скважины. Как отмечено выше, захваченные твердые вещества могут вызвать чрезмерный износ эксплуатационного оборудования и в серьезных случаях также могут снизить проводимость пласта.
Давняя природа данной проблемы создала широкий выбор потенциальных решений.
Один из наиболее обычных подходов для снижения выноса расклинивающего наполнителя представлял собой применение расклинивающих наполнителей, покрытых термоотвержденной (отвержденной) смолой или термоотверждающейся (отверждаемой) смолой. Типичные смолы включают эпоксидные смолы и фенолформальдегидные смолы. В одном подходе, иллюстрируемом, например, в патентах США 4 336 842, 5 128 390 и 5 639 806, в пласт вводят расклинивающий наполнитель, покрытый смолой. В случае расклинивающих наполнителей, покрытых отверждаемой смолой, давление, встречающееся в трещинах пластов, вызывает агломерацию покрытого термоотверждающейся смолой расклинивающего наполнителя или связывание одного с другим мостиками, и сопутствующее тепло заставляет смолу отверждаться на месте. При отверждении консолидированная природа агломерированных расклинивающих наполнителей фиксирует материал на месте.
Патент США 4 869 960 описывает использование отвержденной новолачной эпоксидной смолы для покрытия расклинивающего наполнителя.
Другой подход описывается в патентах США 5 330 005, 5 439 055 и 5 501 275, где в пласт добавляют волокна для формирования мата или каркасной структуры, что помогает удерживать частицы на месте и снижает вынос.
Патент США 5 501 274 описывает добавление термопластичного материала, такого как полиолефин, полиамид, поливинил или производное целлюлозы, в форме отдельных частиц, лент или хлопьев вместе с расклинивающим наполнителем в количестве от 0,01% до 15% по массе от массы расклинивающего наполнителя. Как только расклинивающий наполнитель и отдельные элементы термопластичного материала помещают в пласт, происходит размягчение термопластичного материала, вызывая образование мостиков между частицами расклинивающего наполнителя и отдельными частицами термопластичного материала, что приводит к образованию агломератов. Следует надеяться, что данные агломераты создают каркасную структуру в пласте, подобно расклинивающим наполнителям, покрытым отверждаемой на месте термоотверждающейся смолой, замедляя вынос из пласта. Согласно патенту США 5 582 249, термопластичный материал может быть покрыт адгезивом. Согласно патенту США 5 697 440, термопластичный материал также может представлять собой эластомерный материал, который также в форме отдельных частиц, лент или хлопьев добавляют к расклинивающему наполнителю. Как указано выше, эластомерный материал предпочтительно размягчается при температуре, встречающейся в пласте, так что эластомерные частицы, ленты или хлопья прилипают к расклинивающему наполнителю.
В патентах США 5 330 005, 5 439 055 и 5 501 275 волокнистый материал добавляют к жидкости для обработки пласта, в которой суспендировано дисперсное твердое вещество (например, расклинивающий наполнитель), и жидкость для обработки пласта вводят в подземный пласт. Предполагается, что волокна действуют, создавая мостики через сужения и каналы в барьере из расклинивающего агента. Образование мостиков формирует мат или каркас, который удерживает частицы на месте и ограничивает вынос.
Патенты США 5 775 425, 5 787 986, 5 833 000, 5 839 510, 5 853 048, 6 047 772 и 6 209 643 используют повышающее клейкость соединение для покрытия, по меньшей мере, части дисперсного материала, вводимого в пласт. Повышающее клейкость соединение служит причиной того, что частицы по соседству с покрытым материалом агломерируются и создают каркасную структуру в пласте. Патент 5839510 также включает в рецептуру отверждающуюся смолу с тем, чтобы отверждение смолы затем действовало для фиксации данной агломерированной структуры на месте. Повышающее клейкость соединение представляет собой жидкость или раствор, который частично покрывает дисперсный субстрат перед или вслед за помещением дисперсного материала в пласт. Повышающее клейкость соединение формирует часть суспензии жидкости для обработки пласта для доставки частиц в пласт. Конкретные примеры повышающего клейкость соединения включают полиамиды и жидкости и растворы сложных полиэфиров, поликарбаматов, поликарбонатов и природных смол, таких как шеллак. Основной недостаток данного метода состоит в том, что покрытие веществом для повышения клейкости должно быть осуществлено в местоположении скважины или вещество для повышения клейкости необходимо транспортировать к скважине в виде суспензии. Как только вещество для повышения клейкости наносят на расклинивающий наполнитель, и расклинивающий наполнитель больше не является сыпучим.
В патенте США 6 832 650 фрагменты сетчатого пенопласта перемешивают в жидкости для обработки пласта вместе с дисперсным материалом (расклинивающим наполнителем) в качестве способа снижения или предотвращения выноса твердых веществ в извлекаемый флюид.
Несмотря на данные различные подходы, существует интерес к разработке новых решений проблемы создания и перемещения дисперсного материала в операциях восстановления скважины. Выбор надлежащего расклинивающего наполнителя остается важным аспектом успешной интенсификации притока в скважину и операций добычи.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение основано на использовании термопластичных материалов в качестве покрытия на дисперсных материалах (расклинивающих наполнителях), используемых в связи с буровыми операциями и сопровождающей добычей углеводородов из подземных пластов и, в особенности, в связи с процедурами гидроразрыва с использованием расклинивающего наполнителя, с гравийной набивкой и другими обработками пластов. Термопластичное покрытие предоставляет расклинивающий наполнитель со скрытой клейкостью, при которой клейкость покрытия не проявляется, пока расклинивающий наполнитель не помещают в углеводородсодержащий пласт.
Таким образом, согласно одному варианту осуществления данного изобретения, подземный пласт стимулируют, нагнетая жидкость для обработки пласта в подземный пласт, чтобы создать трещину в подземном пласте. Либо включая покрытый термопластом дисперсный материал (расклинивающий наполнитель) по настоящему изобретению в исходную жидкость для обработки пласта, либо нагнетая отдельный поток жидкости для обработки пласта, содержащей покрытый термопластом дисперсный материал (расклинивающий наполнитель) по настоящему изобретению, в подземный пласт вслед за начальной операцией гидроразрыва, жидкость для обработки пласта с суспендированным покрытым термопластом дисперсным материалом нагнетают в подземный пласт так, что покрытый дисперсный материал осаждается в трещине, затем термопластичное покрытие плавится, заставляя клейкий материал (адгезив) создавать агломераты по мере того, как частицы соединяются друг с другом мостиками, таким образом, формируя устойчивый каркас внутри трещины для обеспечения проницаемой для текучей среды зону внутри подземного пласта.
Согласно другому варианту осуществления, покрытый термопластом дисперсный материал по изобретению также можно использовать в связи с операциями гравийной набивки, в которых в ствол скважины помещают просеивающее устройство. В одном варианте, жидкость для обработки пласта с суспендированным в ней покрытым дисперсным материалом по данному изобретению нагнетают в ствол скважины способом, который вызывает уплотнение дисперсного материала вокруг внешней части просеивающего устройства. Затем уплотненный покрытый дисперсный материал действует в качестве проницаемого для текучей среды барьера вокруг просеивающего устройства для снижения или предотвращения перемещения пластовых частиц через просеивающее устройство. В другом варианте используют предварительно уложенное просеивающее устройство, в котором слой проницаемого для текучей среды дисперсного материала, содержащий покрытый дисперсный материал по настоящему изобретению, располагают между проницаемым для текучей среды фильтром и стенкой трубы, ограничивающей ствол скважины, где покрытие было расплавлено, формируя агломераты по мере того, как частицы соединяются одна с другой, создавая, таким образом, устойчивый каркас проницаемой для текучей среды зоны.
В одном предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения подземный пласт обрабатывают таким способом, который снижает или предотвращает вынос дисперсного твердого вещества и транспорт частиц продуктивной толщи из подземного пласта в виде части добываемой текучей среды подземного пласта (например, нефти). Согласно данному варианту осуществления, частицы твердых веществ (частицы расклинивающего наполнителя), имеющие, по меньшей мере, частичное покрытие термопластичного материала, суспендируют в жидкости для обработки пласта. Затем жидкость для обработки пласта, содержащую данное покрытое суспендированное твердое вещество, вводят в подземный пласт, чтобы поместить покрытое дисперсное твердое вещество в желаемом местоположении в пласте. Тепловая энергия в подземном пласте вызывает достаточное оплавление покрытия из термопластичного материала, чтобы привести к агломерации частиц в пласте и образованию стабильного каркаса с достаточной проницаемостью для добываемой текучей среды подземного пласта (например, нефти) для протекания через пласт, причем так называемые агломераты снижают или предотвращают вынос твердых частиц и транспорт других частиц продуктивной толщи с добываемой пластовой текучей средой.
Другой вариант осуществления изобретения относится к способу гидроразрыва подземного пласта, в котором жидкость для гидравлического разрыва содержит суспендированные в ней частицы расклинивающего наполнителя, покрытые термопластом. Жидкость для гидравлического разрыва с суспендированными в ней, по меньшей мере, частично покрытыми частицами расклинивающего наполнителя вводят в подземный пласт со скоростью и давлением, достаточными для расширения трещин в подземном пласте. После этого, по меньшей мере, частично покрытые частицы расклинивающего наполнителя осаждаются в подземном пласте, и тепловая энергия в пласте служит причиной того, что такие частично покрытые частицы расклинивающего наполнителя агломерируются способом, описанным выше, посредством чего агломерированные частицы расклинивающего наполнителя формируют стабильный каркас с достаточной проницаемостью, чтобы добываемая из подземного пласта текучая среда (например, нефть) текла через пласт, но достаточной для снижения или предотвращения выноса частиц расклинивающего наполнителя и перемещения частиц породы из подземного пласта с извлекаемой пластовой текучей средой при добыче текучих сред из пласта.
В другом варианте осуществления, покрытый термопластом расклинивающий наполнитель имеет внешнее покрытие или оболочку из отвержденной термоотверждающейся смолы. Термоотвержденное покрытие окружает внутреннее термопластичное покрытие и защищает его от вклада в агломерацию частиц, пока внешняя оболочка не трескается, оставляя незащищенным внутренний термопластичный материал, и данный материал затем демонстрирует желаемую клейкость в пласте. Таким образом, можно сказать, что общая структура имеет скрытую клейкость, поскольку внешняя термоотвержденная оболочка делает расклинивающий наполнитель сыпучим, пока данная оболочка не разрушается, оставляя незащищенным внутренний клейкий термопластичный материал.
Независимо от того, использовался ли дисперсный материал по настоящему изобретению в операции гидравлического разрыва, операции гравийной набивки или в некоторых других применениях, связанных с добычей углеводородов, обычно он будет называться в настоящем описании расклинивающим наполнителем.
Подходящие для использования в качестве покрытия на дисперсном материале (расклинивающем наполнителе) термопластичные материалы согласно настоящему изобретению представляют собой материалы, имеющие температуру термического перехода (ТТП) (например, температуру плавления или температуру размягчения), т.е. температуру, при которой материал способен течь, показывает адгезионные характеристики и становится липким или клейким, в диапазоне температур, встречающихся в подземном пласте, и типично в диапазоне от 30 до 120°C. Температуру размягчения потенциально применимого термопластичного материала можно определить, используя такое устройство, как прибор для измерения температуры плавления кольцевого, шарового или капиллярного типа, известный специалистам в данной области.
При температурах ниже ТТП, т.е. при температуре окружающей среды, покрытый дисперсный материал является текучим, и его можно упаковывать, транспортировать и обращаться с ним у устья скважины без необходимости в каком-либо специальном оборудовании или квалифицированной рабочей силе. Кроме того, в варианте осуществления, в котором отвержденная внешняя термоотверждающаяся оболочка покрывает термопластичный слой, нижележащий липкий слой является защищенным, предоставляя расклинивающий наполнитель, который является сыпучим. Таким образом, нет необходимости в предварительном смешивании каких-либо ингредиентов для создания композиции расклинивающего наполнителя или во введении отдельной рецептуры ингредиентов вместе с расклинивающим наполнителем для образования твердеющей на месте композиции расклинивающего наполнителя. Как описано ниже, адгезионный характер покрытия не проявляется, пока покрытый термопластом дисперсный материал доставляют, для размещения, в подземный пласт.
Таким образом, согласно настоящему изобретению, адгезионный характер (или клейкость) покрытия, как полагают, является скрытым, и расклинивающий наполнитель, как говорят, показывает скрытую клейкость. Клейкость не проявляется до помещения расклинивающего наполнителя в пласт. Когда дисперсный материал, покрытый термопластичным материалом, доставляют к местоположению скважины и позднее закачивают в подземный пласт, покрытый дисперсный материал является сыпучим. Именно тепло и давление, встречающиеся в пласте, вызывают размягчение термопластического материала покрытия. Данное размягчение термопластичного материала покрытия при температуре ТТП и выше дает возможность смоле течь при данных условиях в пласте и формировать связи с соседними частицами, которые как естественным образом присутствуют в пласте (такие как песок), так и вводятся в качестве части процесса гидроразрыва пласта, вместе с самими окружающими горными породами. Такие связи соединяют частицы в пласте, предотвращая их вынос с добываемым пластовым флюидом. Адгезионный характер покрытия также служит для захвата и, таким образом, минимизации прохождения твердой фазы из выбуренной породы с добываемой текучей средой.
В альтернативном варианте осуществления, при наличии внешнего термоотвержденного покрытия, окружающего термопластик, клейкость проявляется только после того, как давление из пласта вызовет разрыв твердой внешней оболочки и, таким образом, оставит незащищенным внутренний термопластичный материал. В данный момент термопластичный материал может течь и вызвать агломерацию с соседними частицами.
Из-за данного скрытого адгезионного свойства, которое не проявляется, пока покрытые частицы не присутствуют в пласте, покрытые частицы по настоящему изобретению более способны достигать желаемого местоположения в скважине (и течь из ствола скважины настолько, насколько возможно), прежде чем их адгезионный характер не активируется термическими условиями (и условиями давления) в пласте.
Другое важное преимущество данного скрытого адгезионного свойства состоит в том, что после покрытия расклинивающего наполнителя на месте изготовления, покрытый расклинивающий наполнитель остается сыпучим. Таким образом, расклинивающий наполнитель можно транспортировать и перегружать так же, как обычные покрытые расклинивающие наполнители, и нет необходимости перемещать его в виде суспензии. Кроме того, исключается необходимость в раздельном применении адгезионного компонента или средства, повышающего клейкость, в устье скважины, по мере того как расклинивающий наполнитель закачивают в скважину. Исключая данную дополнительную стадию обработки, исключаются связанные с ней издержки.
Термопластичные материалы, подходящие для возможного использования в качестве материала для покрытия согласно настоящему изобретению в широком смысле включают полиэтилен, полипропилен, сополимеры стирол-изопрен-стирол, сополимеры акрилонитрил-бутадиен-стирол, сополимеры стирол-бутадиен-стирол, полиуретаны, сополимеры этилена и винилацетата, полистирол, акриловые полимеры, поливинилхлорид и другие аналогичные фторопласты, сосновые канифоли и модифицированные канифоли, такие как эстерифицированные канифоли, включая глицериновые эфиры канифоли и пентаэритритоловые эфиры канифоли, сополимеры этилена и этилакрилата, сополимеры стирола и акрилонитрила, найлоны, фенолформальдегидные новолачные смолы, воски и другие аналогичные материалы и их смеси. Особенно предпочтительными для использования в качестве термопластичного материала являются вещества, обычно называемые термоплавкими клеями. Например, для использования в настоящем изобретении можно конкретно указать такие термоплавкие клеи, как Opt-E-Bond™ HL0033, производимый HB Fuller Co., и Cook-Lok™ 34-250A, производимый National Adhesives. Другим вариантом являются сосновые канифоли и модифицированные канифоли, продаваемые Georgia-Pacific в виде NOVARES® 1100 и NOVARES® 1182.
Термоплавкие клеи являются уникальными, поскольку их можно изготовить из смеси термопластичных смол, таких как сосновая канифоль, вместе с подходящим воском, чтобы варьировать характер скрытой клейкости полученного в результате покрытого дисперсного материала. Как понятно специалистам в данной области, количество и тип воска, который применяют для смешивания с канифолью, используют для модификации и контроля полной температуры размягчения смеси. Воск также обладает дополнительным преимуществом, поскольку он дает покрытие на расклинивающем наполнителе, которое обладает хорошими смазывающими свойствами или текучестью. Данная характеристика содействует обращению и перемещению покрытого расклинивающего наполнителя от изготовления, в ходе транспортировки и, наконец, внутри оборудования для перемешивания суспензии в местоположении скважины. Как только расклинивающий наполнитель помещают в пласт, воск, который по природе является углеводородом, также может медленно растворяться углеводородами в пласте по мере их извлечения из пласта. Данное растворение будет иметь тенденцию оставить грубую поверхность на расклинивающем наполнителе, которая будет дополнительно содействовать предотвращению выноса мелочи.
Термопластичный материал предлагается в виде, по меньшей мере, частичного покрытия на частицах твердого вещества (расклинивающего наполнителя). Типично, термопластичный материал присутствует на частицах в количестве в диапазоне от 1% до 8% массовых от массы дисперсного твердого вещества, которое смешивают с жидкостью для обработки пласта. Более часто, термопластичный материал присутствует в количестве от 4% до 6% по массе. Толщина покрытия на индивидуальных частицах, как правило, находится в диапазоне от 0,5 до 3 мил.
Настоящее изобретение не ограничивается каким-либо конкретным видом твердого дисперсного материала для использования в качестве субстрата расклинивающего наполнителя (перед нанесением на дисперсное твердое вещество покрытия термопластичным материалом по настоящему изобретению) для введения в скважину с жидкостью для обработки пласта при условии, что материал обладает достаточными прочностными характеристиками, чтобы выдержать нагрузки, встречающиеся в ожидаемых условиях добычи нефти и газа. Настоящее изобретение, в частности, подходит для использования с обычными расклинивающими наполнителями и материалами гравийной набивки. Таким образом, как обычно происходит при операциях обработки и восстановления скважины, можно использовать сортированный песок, песок, покрытый смолой, керамические материалы, включая пористые керамические материала, спеченные бокситные материалы, стекломатериалы, металлические шарики, некоторые полимерные материалы, шелуху орехов и аналогичные материалы, чтобы обеспечить преимущество согласно настоящему изобретению. Дисперсное твердое вещество, как правило, включают в жидкость для обработки пласта в количестве в диапазоне примерно от 0,5 до 8 фунтов дисперсного твердого вещества на галлон жидкости для обработки пласта.
Дисперсный материал, который предлагается, по меньшей мере, с частичным покрытием термопластичным материалом по настоящему изобретению, типично имеет распределение размера частиц в диапазоне примерно от 8 меш до 100 меш (номер сита согласно системе стандартных сит США). В частности, по меньшей мере, 90% по массе дисперсного материала, добавляемого к жидкости для обработки пласта, должны иметь размер частиц, попадающий в данный диапазон. Предпочтительно, по меньшей мере, 95% по массе дисперсного материала имеют размер, попадающий в указанный диапазон. В более предпочтительных вариантах осуществления изобретения дисперсный материал имеет распределение размеров частиц в диапазоне от 20 меш до 40 меш. Обычно, не менее 5% по массе частиц должны иметь размер меньше 20 меш или больше чем 50 меш, и является предпочтительным, что большинство вариантов осуществления не имеют частиц с размером менее 10 меш или больше чем 40 меш.
В то время как в качестве дисперсного субстрата для настоящего изобретения можно использовать любой дисперсный материал, обычно используемый в качестве расклинивающего наполнителя для обработки ствола скважины, такой как песок для гидроразрыва и тому подобное, как правило, предпочтительными являются материалы расклинивающих наполнителей, имеющие более низкую плотность, поскольку они могут переноситься далее в пласт, по сравнению с расклинивающим наполнителем с более высокой плотностью. Расклинивающие наполнители с более низкой плотностью также обычно упрощают химию жидкости для обработки пласта для обеспечения подходящей суспензии и могут позволить работу при более низких давлениях перекачивания.
В наиболее предпочтительных вариантах осуществления дисперсный материал состоит из пористых керамических или пористых полимерных частиц. Особенно подходят пористые керамические частицы или пористые полимерные частицы типа, описанного в патентах США 2004/0040708 и 2004/0200617 (описания которых включается здесь ссылкой во всей своей полноте). Такие материалы могут иметь естественную природу или могут быть получены синтетически. Предпочтительно, кажущаяся плотность таких материалов составляет менее 2,7 и, предпочтительно, менее чем 2,2.
Как описано в данных публикациях, внутренняя пористость такого дисперсного материала, как правило, составляет примерно от 10 до 75 объемных процентов. Одним способом определения пористости является использование имеющегося в продаже инструмента, такого как автоматический газовый пикнометр ACCUPYC 1330 (Micromeritics, Norcross, Ga), который использует гелий в качестве инертного газа вместе с рекомендованной производителем процедурой определения внутренней пористости дисперсных материалов. Как описано в данных публикациях, пористый дисперсный материал может иметь присущую или индуцированную проницаемость, т.е. пространство индивидуальных пор внутри частицы взаимосвязано, так что текучие среды способны, по меньшей мере, частично двигаться через пористую матрицу, например, проникать в пористую матрицу частицы, или пространство индивидуальных пор внутри частицы может быть разъединено, так что текучие среды по существу неспособны двигаться через пористую матрицу, например, неспособны проникать в пористую матрицу частицы. Можно выбрать и создать степень желаемого объединения пористости в пористом дисперсном материале. Более того, можно выбрать, чтобы такие пористые частицы имели размер и форму в соответствии со спецификациями частицы типичного расклинивающего наполнителя для гидроразрыва пласта (т.е. имеющие однородную форму и распределение размеров), хотя такая однородность формы и размера не является необходимой.
Одним примером синтетического пористого дисперсного материала для использования в данном изобретении является продукт, продаваемый Carbo Ceramics Inc. как ″Econoprop″. Также подходят частицы обожженной каолиновой глины, описанные в патенте США 5 188 175, который включается здесь ссылкой. Как описано в данной ссылке, такие частицы могут включать твердые сферические гранулы или частицы из исходных материалов (таких как, каолиновая глина), имеющие содержание оксида алюминия примерно от 25% до 40% и содержание диоксида кремния примерно от 50% до 65%. Также можно использовать крахмальное связующее. Такие частицы можно охарактеризовать тем, что они имеют отношение содержания диоксида кремния к оксиду алюминия примерно от 1,39 до 2,41, и кажущуюся плотность примерно от 2,20 до 2,60 или примерно от 2,20 до 2,70.
Настоящее изобретение не ограничивается каким-либо конкретным дисперсным материалом или расклинивающим наполнителем.
Обычно, термопластичный материал можно расположить на дисперсном материале расклинивающего наполнителя, используя способ нанесения покрытия в теплом или горячем состоянии, в котором дисперсный материал или субстрат расклинивающего наполнителя сначала нагревают до температуры выше температуры оплавления или плавления термопластичного материала. Затем к горячему дисперсному материалу расклинивающего наполнителя при перемешивании добавляют термопластичный материал, вызывая его плавление, и перемешивают в течение достаточного периода времени для покрытия частиц расклинивающего наполнителя. Горячий, покрытый расклинивающий наполнитель затем быстро охлаждают, чтобы снизить температуру и получить сыпучее твердое вещество, удаляют из перемешивающего устройства, дополнительно охлаждают и просеивают до желаемого распределения размеров.
В случае, когда необходимо нанести внешнее покрытие термоотверждающейся смолы, как только термопластичное покрытие было нанесено и достаточное покрытие было создано на расклинивающем наполнителе, также можно применить отверждающийся внешний слой. Наносят внешний слой термоотверждающейся смолы и, в конечном счете, тепло служит причиной полного отверждения термоотверждающегося слоя. Данная операция приводит к многослойному расклинивающему наполнителю с термопластичным внутренним слоем и твердым термоотвержденным внешним слоем.
В альтернативном методе покрытия, термопластичный материал можно было бы растворить в подходящем растворителе, или эмульгировать в подходящем растворителе, и жидкость, содержащую термопласт, затем можно было бы нанести на материал расклинивающего наполнителя. После удаления растворителя, удаляют сыпучие, покрытые термопластом частицы расклинивающего наполнителя.
Во многих случаях может быть удобным подвергнуть частицы двум или более стадиям покрытия для постепенного увеличения термопластичного и/или термоотвержденного покрытия на частицах.
При использовании пористых частиц в качестве субстратов, на кажущуюся плотность покрытых термопластом пористых частиц оказывает влияние степень проникновения термопластичного покрытия в пористые частицы, которая может быть ограничена несвязанной пористостью, например, по существу непроницаемой или изолированной пористостью, внутри матрицы частицы. Данный вид пористости может либо ограничить степень однородного проникновения термопластичной смолы по направлению к ядру, например, давая слоистое поперечное сечение частицы, имеющей внешнее непроницаемое покрытие с не полностью проницаемым ядром, либо может вызвать неравномерное проникновение термопластичной смолы к ядру, например, обходя полости изолированной пористости, но проникая во все пути к ядру вдоль взаимосвязанных пор. Так или иначе, покрытие пористого субстрата расклинивающего наполнителя термопластичным материалом можно провести, в известном смысле, предпочтительно, для захвата или инкапсуляции воздуха (или другой текучей среды, имеющей кажущуюся плотность меньше, чем у матрицы частицы, меньше, чем у покрытия смолой и меньше, чем у жидкости для обработки пласта) внутри пористости, чтобы контролировать кажущуюся плотность покрытого дисперсного расклинивающего наполнителя при желательной величине.
Таким образом, в таких случаях термопластичный материал покрывает пористый дисперсный материал (расклинивающий наполнитель) без полного захвата пористости с тем, чтобы эффективно инкапсулировать воздух внутри пористости дисперсного расклинивающего наполнителя. Такая инкапсуляция воздуха сохраняет легковесный характер частиц при помещении в обрабатывающую или транспортирующую жидкость. Избыточная проницаемость покрытием термопластичным материалом или неполное покрытие термопластичным материалом, что в свою очередь обеспечивает проникновение обрабатывающей или транспортирующей текучей среды при использовании, может сталкиваться с целью обеспечения легковесного дисперсного материала. Термопластичное покрытие добавляет прочность дисперсному расклинивающему наполнителю, облегчает обращение с дисперсным расклинивающим наполнителем и приготовление суспензии жидкости для обработки пласта.
Жидкости для обработки пласта, используемые для транспортировки дисперсного твердого вещества в подземный пласт в различных вариантах осуществления настоящего изобретения, могут быть такими же, как жидкости, традиционно используемые в предшествующих операциях восстановления скважины. Такие жидкости для обработки пласта включают водные текучие среды, такие как пресная вода и рассолы, жидкие углеводородные текучие среды, такие как бензин, керосин, дизельное топливо и сырая нефть, вспененные водные и жидкие углеводородные текучие среды и эмульсии. Обычно используют и являются предпочтительными водные жидкости для обработки пласта.
Как понятно специалистам в данной области техники, вязкость жидкости для обработки пласта можно модифицировать, добавляя гелеобразующий агент или загуститель, чтобы содействовать суспензии дисперсного твердого вещества (расклинивающего наполнителя). Можно использовать любой из разнообразных гелеобразующих агентов, известных специалистам в данной области техники, и настоящее изобретение не ограничивается к конкретной химии жидкости для обработки пласта. Так, потенциально можно использовать гелеобразующие агенты, включающие, но не ограничивающиеся этим, природные полисахариды и производные полисахаридов, которые растворяются, могут диспергироваться или набухать в водных жидкостях, и биополимеры, такие как ксантан, сукциногликон, модифицированные смолы, такие как карбоксиалкильные производные гуара, включающие карбоксиметилгуар, и гидроксиалкильные производные гуара, аналогичные гидроксипропилгуару, и модифицированные целлюлозы и ее производные, такие как карбоксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, гидроксипропилцеллюлоза и аналогичные.
Покрытый расклинивающий наполнитель по настоящему изобретению суспендируют в жидкости для обработки пласта и нагнетают в скважину, часто в жидкости для обработки пласта, которую используют для гидроразрыва скважины, как обычно осуществляют на практике для других известных композиций расклинивающих наполнителей. Как хорошо известно специалистам в данной области техники, жидкость для обработки пласта должна сохранять свою вязкость, пока расклинивающий наполнитель переносится к желаемой точке осаждения в скважине, и затем жидкость, желательно, в достаточной мере утрачивает свою вязкость, чтобы дать возможность расклинивающему наполнителю осесть в пласте. Уравновешение данных конкурирующих свойств с использованием вышеуказанных добавок хорошо известно из уровня техники, и вновь не образует никакую часть настоящего изобретения.
Другие добавки к жидкости для обработки пласта включают известные реагенты для разрушения гелей, поверхностно-активные вещества, вспенивающий агент, буферные вещества, деэмульгаторы и антикоагулянты глины. Данные аспекты составления рецептуры жидкости для обработки пласта расклинивающими наполнителями являются хорошо известными, не образуют конкретный аспект настоящего изобретения и, таким образом, не требуют здесь подробного описания. Такая информация имеется в доступе из широкого диапазона общедоступных источников.
При присутствии в скважине, покрытие термопластичного материала на дисперсном твердом веществе (расклинивающем наполнителе) размягчается по мере его нагревания в подземном пласте, приводя к тому, что термопластичный материал становится клейким (действует в качестве адгезива) в пласте. В силу данной клейкости покрытые частицы слипаются друг с другом и с другими твердыми частицами в пласте (образуя мостики). Агломераты, образовавшиеся в результате данного связанного с адгезивом процесса, объединяются в пласте, создавая каркас из частиц, имеющий достаточную проницаемость, чтобы дать возможность прохождения извлекаемой из подземного пласта текучей среды (например, нефти). Однако каркас из частиц является достаточным для снижения или предотвращения выноса частиц расклинивающего наполнителя и транспорта частиц породы из подземного пласта с добываемой пластовой текучей средой как вследствие самой структуры проницаемого каркаса, так и вследствие присутствия клейкого термопластичного материала внутри данного каркаса.
При широком осуществлении на практике настоящего изобретения, по меньшей мере, частично прокрытый дисперсный материал (расклинивающий наполнитель) можно смешать со всей жидкостью для обработки пласта, вводимой в подземный пласт, или его можно смешать только с той частью жидкости для обработки пласта, вводимой в скважину-пласт на конечных стадиях обработки, чтобы поместить такой покрытый дисперсный материал (расклинивающий наполнитель) только в пласт поблизости от ствола скважины.
Например, покрытые частицы по настоящему изобретению можно включить только в конечные 10-25 процентов содержащей дисперсный материал жидкости для обработки пласта, вводимой в пласт. Таким образом, покрытые частицы действуют, формируя последнюю порцию для обработки, как ее называют, поскольку агломераты формируются поблизости от ствола скважины, снижая или предотвращая вынос и транспорт мелочи в ствол скважины с любыми добываемыми пластовыми текучими средами, как описано выше.
В другом варианте осуществления данного изобретения предлагается покрытый дисперсный материал с дополнительным внешним покрытием термоотверждающейся смолой, т.е. сшитой или неплавкой смолой.
В данном варианте осуществления термоотвержденное покрытие обеспечивает твердую внешнюю оболочку, которая защищает внутреннее покрытие термопластичным материалом в течение транспортировки и последующего использования. В данном варианте осуществления характер скрытого термического адгезионного свойства термопластичного материала, подходящего для внутреннего покрытия, является до некоторой степени расширенным относительного описанного ранее варианта осуществления, поскольку может отсутствовать необходимость для термопластичного материала являться нелипнущим при условиях окружающей среды. Таким образом, рабочий диапазон температуры термического перехода (например, температуры плавления) термопластичного материала, который подходит для использования в данном конкретном варианте осуществления, может быть сильно расширен у нижнего края относительно предшествующего варианта осуществления, где термопластичный материал включает внешнее покрытие на дисперсном материале. В частности, термопластичные материалы, имеющие температуру термического перехода типично в диапазоне от 30 до 120°C, должны подходить для данного конкретного варианта осуществления, причем диапазон от 60 до 100°C является более типичным.
При давлении, встречающемся в подземных пластах, твердая внешняя оболочка по данному варианту осуществления трескается, таким образом, оставляя незащищенным лежащий в основе термопластичный материал, который из-за условий в пласте, имеет необходимые характеристики текучести и адгезионный характер, т.е. является достаточно клейким, чтобы проступить через трещину и вызвать образование желаемого проницаемого каркаса, посредством содействия консолидации с другими частицами в пласте, включая сами другие покрытые частицы.
Покрытые дисперсные материалы в данном варианте осуществления, таким образом, имеют двойное покрытие, состоящее из внутреннего покрытия термопластичным материалом и внешней оболочки термоотвержденного материала.
Покрытые дисперсные материалы данного конкретного варианта осуществления можно приготовить, сначала покрывая дисперсный материал (расклинивающий наполнитель), по меньшей мере частично, термопластичным материалом. Методы нанесения покрытия термопластичного материала на дисперсный материал представляют собой те же самые методы, описанные выше в связи с предшествующим вариантом осуществления. Как только термопластичное покрытие было нанесено, готовят термоотверждающееся покрытие. Данное покрытие готовят нанесением на покрытые ранее термопластом частицы (расклинивающий наполнитель) покрытия термоотверждающейся смолой и затем сшиванием данной смолы с формированием термоотвержденной оболочки.
Подходящие термоотверждающиеся смолы для формирования внешней оболочки включают фенолформальдегидные резольные смолы (такие как GP-2086 и 761D31, продаваемые Georgia-Pacific), новолачные фенолформальдегидные смолы, смешанные со сшивающим агентом, таким как гексамин (такие как GP-2110, GP-2202 и GP-298G87), эпоксидные смолы и другие аналогичные материалы.
Покрытие покрытых термопластом частиц дисперсного материала термоотверждающейся смолой можно осуществить, используя множество методов, известных специалистам в данной области. Термоотверждающуюся смолу можно подавать растворенной в подходящем растворителе, который в зависимости от смолы может представлять собой воду, органический растворитель или их некоторые комбинации. Термоотверждающуюся смолу также можно подавать в виде эмульсии, например, дисперсии резольной смолы в водной непрерывной фазе. Подходящие методы покрытия описываются в патентах США 5 422 183 и 4 585 064, которые включаются здесь во всей своей полноте ссылкой. Скорость отверждения термоотверждающейся смолы, выбранной для данного применения, должна быть достаточно высокой, чтобы полное отверждение внешнего покрытия происходило в течение настолько короткого времени, насколько возможно без неблагоприятного воздействия на целостность расположенного ниже термопластичного слоя или слоев. Выбор соответствующей смолы находится внутри компетентности специалистов в данной области техники.
Количество термоотверждающейся смолы для нанесения в качестве покрытия зависит от конкретной используемой термоотверждающейся смолы и размера покрытых термопластом частиц. Как правило, термоотверждающуюся смолу используют в количестве от 1% до примерно 4% по массе от массы покрытых термопластом частиц. Предпочтительным является использовать такое количество термоотверждающейся смолы, чтобы полностью заключить в оболочку покрытые термопластом частицы дисперсного материала и обеспечить покрытие толщиной примерно от 0,5 до 3 мил.
Как и в случае описанных ранее покрытых термопластом частиц (расклинивающих наполнителей), покрытые двойным слоем (или многослойно покрытые) дисперсные материалы можно использовать в качестве материала расклинивающего наполнителя при гидравлическом разрыве пласта, осуществляемом в подземном пласте, или при процедурах гравийной набивки. Покрытые двойным слоем (или многослойно покрытые) дисперсные материалы также можно использовать, просто в качестве покрытого термопластом дисперсного материала, при формировании синтетической области контролируемой проницаемости внутри подземной зоны.
Понятно, что в то время как данное изобретение было описано в связи с конкретными вариантами его осуществления, предшествующее описание и следующие далее примеры предназначены для иллюстрации, но не для ограничения объема изобретения. Другие аспекты, преимущества и модификации будут очевидны специалистам в области техники, к которой относится данное изобретение, и данные аспекты и модификации находятся внутри объема изобретения.
ПРИМЕР 1
Материал расклинивающего наполнителя (песок или пористую керамику) добавляют в нагретый смеситель (мельницу) и дают возможность установиться равновесию при температуре примерно 232°C (450°F). Затем в смеситель (мельницу) добавляют термоплавкую смолу в количестве примерно 6% по массе от массы расклинивающего наполнителя в виде сыпучего порошка. Материал перемешивают в течение одной минуты и затем добавляют охлаждающую воду, чтобы резко снизить температуру, и дают возможность перемешиваться, пока температура не снизится в достаточной степени, получая сыпучий дисперсный материал, который удаляют и сортируют по размеру, как желательно.
ПРИМЕР 2
3000 граммов субстрата расклинивающего наполнителя, кремнеземного песка 20/40 меш для гидроразрыва от US Silica, добавляли в обогреваемый электрический смеситель и давали возможность достичь равновесия при температуре 251°C (485°F). К предварительно нагретому песку добавляли 60 граммов NovaRes™ 1100 и перемешивали в течение тридцати секунд. Затем добавляли примерно 120 граммов внешнего покрытия GP-2202, фенолформальдегидной новолачной смолы, и перемешивание продолжали в течение дополнительных тридцати секунд. В этот момент добавляли 18 граммов порошкообразного гексамина в качестве сшивающего агента и перемешивание продолжали в течение дополнительных двух минут, чтобы отвердить внешний слой. Покрытый расклинивающий наполнитель выгружали, просеивали и охлаждали.
Данный покрытый расклинивающий наполнитель подвергали воздействию давления 8000 фунт/кв. дюйм в течение нескольких минут при комнатной температуре (20°C), затем давление снимали и материал извлекали, он находился в форме сыпучих зерен.
Другой образец вышеописанного покрытого расклинивающего наполнителя предварительно нагревали в ячейке для дробления при 105°C и затем подвергали воздействию 8000 фунт/кв. дюйм в течение нескольких минут. После снятия давления и извлечения расклинивающего наполнителя материал получился в виде твердой жесткой таблетки. В данном случае, отвержденный внешний слой растрескался под давлением и позволил клейкому термопластичному подстилающему слою вытечь и связаться с соседними зернами расклинивающего наполнителя.
В то время как изобретение было описано относительно конкретных примеров, включая предпочтительные в настоящее время режимы осуществления изобретения, специалисты в данной области поймут, что существуют многочисленные изменения и комбинации вышеописанных систем и методов, которые попадают внутрь сущности и объема изобретения, изложенных в прилагаемой формуле изобретения.

Claims (29)

1. Покрытый расклинивающий наполнитель, содержащий частицу, имеющую внутреннее термопластичное покрытие, содержащее термоплавкий клей, внешнее термоотвержденное покрытие, окружающее и полностью заключающее в себе внутреннее покрытие.
2. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором частица представляет собой песок, встречающееся в природе минеральное волокно, керамику, стекло, металлический шарик или ореховую скорлупу.
3. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором частица представляет собой пористую керамическую частицу или пористую полимерную частицу.
4. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором частица имеет размер от 8 до 100 меш по ситовым стандартам США.
5. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором термоплавкий клей имеет температуру термического перехода от 30 до 120°С.
6. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором термоплавкий клей имеет температуру термического перехода от 60 до 100°С.
7. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором термоплавкий клей представляет собой сосновую смолу или эфир канифоли.
8. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором термопластичное покрытие составляет от 1 до 8% от массы частицы.
9. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором термопластичное покрытие имеет толщину от 0,5 до 3 мил.
10. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором термоотвержденное покрытие содержит фенолформальдегидную смолу.
11. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором термоотвержденное покрытие содержит смесь фенолформальдегидной смолы и сшивающего агента.
12. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.11, в котором сшивающий агент представляет собой гексамин.
13. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором термоотвержденное покрытие составляет от 1 до 4% от массы частицы с термопластичным покрытием.
14. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.1, в котором термоотвержденное покрытие имеет толщину от 0,5 до 3 мил.
15. Покрытый расклинивающий наполнитель, содержащий частицу, имеющую внутреннее термопластичное покрытие, содержащее сосновую смолу или эфир канифоли, и внешнее термоотвержденное покрытие, окружающее внутреннее покрытие и содержащее фенолформальдегидную новолачную смолу или смесь фенолформальдегидной новолачной смолы с сшивающим агентом.
16. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.15, в котором термопластичное покрытие содержит глицериновый эфир канифоли или пентаэритритоловый эфир канифоли.
17. Способ получения покрытого расклинивающего наполнителя по п.15, содержащий нанесение на частицу внутреннего термопластичного покрытия для получения частицы с термопластичным покрытием и нанесение внешнего термоотвержденного покрытия, окружающего частицу с термопластичным покрытием, для получения покрытого расклинивающего наполнителя.
18. Способ по п.17, в котором термопластичное покрытие содержит глицериновый эфир канифоли или пентаэритритоловый эфир канифоли.
19. Способ обработки подземного пласта с использованием покрытого расклинивающего наполнителя по п.15, содержащий введение в пласт жидкой суспензии частиц покрытого расклинивающего наполнителя, размещение частиц покрытого наполнителя в пласте, воздействие на частицы покрытого расклинивающего наполнителя повышенными температурой и давлением, достаточными для разрушения внешнего термоотвержденного покрытия частиц для открытия их внутреннего термопластического покрытия, и объединение термопластического покрытия частиц покрытого расклинивающего наполнителя для формирования устойчивой структуры частиц расклинивающего наполнителя.
20. Способ по п.19, в котором термопластичное покрытие содержит глицериновый эфир канифоли или пентаэритритоловый эфир канифоли.
21. Покрытый расклинивающий наполнитель, содержащий частицу, имеющую внутреннее термопластичное покрытие, способное приобретать клейкость при температуре подземного пласта, и внешнее термоотвержденное покрытие, окружающее и полностью заключающее в себе внутреннее термопластичное покрытие так, что только при разрушении внешнего покрытия проявляется клейкость внутреннего покрытия.
22. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.21, в котором частица представляет собой песок, встречающееся в природе минеральное волокно, керамику, стекло, металлический шарик или ореховую скорлупу.
23. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.21, в котором частица представляет собой пористую керамическую частицу или пористую полимерную частицу.
24. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.21, в котором термопластичное покрытие имеет температуру термического перехода от 30 до 120°С.
25. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.24, в котором термопластичное покрытие составляет от 1 до 8% от массы частицы.
26. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.25, в котором термоотвержденное покрытие содержит фенолформальдегидную смолу.
27. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.25, в котором термоотвержденное покрытие содержит смесь фенолформальдегидной смолы и сшивающего агента.
28. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.27, в котором сшивающий агент представляет собой гексамин.
29. Покрытый расклинивающий наполнитель по п.26 или 27, в котором термоотвержденное покрытие имеет толщину от 0,5 до 3 мил.
RU2009104710/03A 2006-07-12 2007-06-27 Материалы и способы для обработки скважины RU2462498C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/456,897 2006-07-12
US11/456,897 US8003214B2 (en) 2006-07-12 2006-07-12 Well treating materials comprising coated proppants, and methods

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009104710A RU2009104710A (ru) 2010-08-20
RU2462498C2 true RU2462498C2 (ru) 2012-09-27

Family

ID=38650163

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009104710/03A RU2462498C2 (ru) 2006-07-12 2007-06-27 Материалы и способы для обработки скважины

Country Status (8)

Country Link
US (1) US8003214B2 (ru)
EP (1) EP2049615A1 (ru)
CN (1) CN101479360A (ru)
BR (1) BRPI0714117A2 (ru)
CA (1) CA2659114C (ru)
MX (1) MX2008016487A (ru)
RU (1) RU2462498C2 (ru)
WO (1) WO2008008625A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2017188842A1 (ru) * 2016-04-29 2017-11-02 Шлюмберже Канада Лимитед Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта

Families Citing this family (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8133587B2 (en) * 2006-07-12 2012-03-13 Georgia-Pacific Chemicals Llc Proppant materials comprising a coating of thermoplastic material, and methods of making and using
US8003214B2 (en) 2006-07-12 2011-08-23 Georgia-Pacific Chemicals Llc Well treating materials comprising coated proppants, and methods
US8058213B2 (en) * 2007-05-11 2011-11-15 Georgia-Pacific Chemicals Llc Increasing buoyancy of well treating materials
US7754659B2 (en) * 2007-05-15 2010-07-13 Georgia-Pacific Chemicals Llc Reducing flow-back in well treating materials
FR2935144B1 (fr) * 2008-08-25 2011-12-16 Rhodia Operations Utilisation d'une resine novolaque pour augmenter la resistance aux acides d'une composition polyamide
EP2172533A1 (en) * 2008-09-26 2010-04-07 Services Pétroliers Schlumberger Composition for borehole treatment
US20100089578A1 (en) * 2008-10-10 2010-04-15 Nguyen Philip D Prevention of Water Intrusion Into Particulates
US9845427B2 (en) * 2009-10-20 2017-12-19 Self-Suspending Proppant Llc Proppants for hydraulic fracturing technologies
CA2786023A1 (en) * 2009-12-31 2011-07-07 Schlumberger Canada Limited Hydraulic fracturing system
CN102337109B (zh) * 2010-07-26 2014-04-30 北京仁创科技集团有限公司 砂基组合物和膨胀砂以及该膨胀砂的制备方法
WO2012021373A1 (en) 2010-08-12 2012-02-16 Conocophillips Company Controlled release material
WO2013033391A1 (en) 2011-08-31 2013-03-07 Soane Energy, Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US9297244B2 (en) 2011-08-31 2016-03-29 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing comprising a coating of hydrogel-forming polymer
US20140000891A1 (en) 2012-06-21 2014-01-02 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US9868896B2 (en) 2011-08-31 2018-01-16 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US9624377B2 (en) 2011-10-27 2017-04-18 Baker Hughes Incorporated Methods of using sand composites to control dust
US9328590B2 (en) * 2011-10-27 2016-05-03 Baker Hughes Incorporated Well treatment operations using a treatment agent coated with alternating layers of polyionic material
US9168565B2 (en) 2011-10-27 2015-10-27 Baker Hughes Incorporated Method of reducing dust with self-assembly composites
US9637671B2 (en) 2011-10-27 2017-05-02 Baker Hughes Incorporated Method of suppressing the generation of dust from sand
US9644140B2 (en) 2011-10-27 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of reducing dust with particulates coated with a polycationic polymer
US9896918B2 (en) 2012-07-27 2018-02-20 Mbl Water Partners, Llc Use of ionized water in hydraulic fracturing
US8424784B1 (en) 2012-07-27 2013-04-23 MBJ Water Partners Fracture water treatment method and system
US8978759B2 (en) 2012-08-28 2015-03-17 Halliburton Energy Services, Inc. Electrostatic particulate coating methods and apparatus for fracturing fluids
US9797231B2 (en) * 2013-04-25 2017-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of coating proppant particulates for use in subterranean formation operations
WO2015072875A1 (en) 2013-11-13 2015-05-21 Schlumberger Canada Limited Methods of treating a subterranean formations with fluids comprising proppant
US9840660B2 (en) * 2014-02-26 2017-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Crosslinker-coated proppant particulates for use in treatment fluids comprising gelling agents
US9932521B2 (en) 2014-03-05 2018-04-03 Self-Suspending Proppant, Llc Calcium ion tolerant self-suspending proppants
CN104357042B (zh) * 2014-10-23 2017-06-09 亿利资源集团有限公司 一种覆膜支撑剂及其制备方法
WO2016089599A1 (en) 2014-12-05 2016-06-09 Dow Global Technologies Llc Proppant comprising an oil well treatment agent coating
US20190055464A1 (en) 2015-09-29 2019-02-21 Georgia-Pacific Chemicals Llc Proppants coated with a resin containing a clay
MX2021002534A (es) 2018-09-19 2021-04-28 Owens Corning Intellectual Capital Llc Aislamiento de lana mineral.
WO2020106655A1 (en) 2018-11-21 2020-05-28 Self-Suspending Proppant Llc Salt-tolerant self-suspending proppants made without extrusion
CN111804373B (zh) * 2020-06-24 2021-12-28 江苏力克石油机械有限公司 稠油井防砂稀采专用砾石制作方法
US11370962B1 (en) 2021-02-08 2022-06-28 Saudi Arabian Oil Company Methods for designing coated proppant in low viscosity carrier fluid

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4888240A (en) * 1984-07-02 1989-12-19 Graham John W High strength particulates
US5422183A (en) * 1993-06-01 1995-06-06 Santrol, Inc. Composite and reinforced coatings on proppants and particles

Family Cites Families (97)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3815680A (en) * 1971-04-09 1974-06-11 Continental Oil Co Method for fracturing and propping unconsolidated and dilatant subterranean formations
US3929191A (en) * 1974-08-15 1975-12-30 Exxon Production Research Co Method for treating subterranean formations
US4073343A (en) * 1976-12-23 1978-02-14 Texaco Inc. Sand consolidation method
US4126181A (en) 1977-06-20 1978-11-21 Palmer Engineering Company Ltd. Method and apparatus for formation fracturing with foam having greater proppant concentration
US4160483A (en) 1978-07-21 1979-07-10 The Dow Chemical Company Method of treating a well using fluoboric acid to clean a propped fracture
US4183813A (en) 1978-11-15 1980-01-15 Palmer Engineering Company Ltd. Mixture concentrator
US4222444A (en) * 1978-12-06 1980-09-16 Hamilton Harold L Method of well fluid leak prevention
GB2050467B (en) 1979-06-07 1983-08-03 Perlman W Fracturing subterranean formation
US4336842A (en) * 1981-01-05 1982-06-29 Graham John W Method of treating wells using resin-coated particles
US4547468A (en) * 1981-08-10 1985-10-15 Terra Tek, Inc. Hollow proppants and a process for their manufacture
US4439489A (en) * 1982-02-16 1984-03-27 Acme Resin Corporation Particles covered with a cured infusible thermoset film and process for their production
CA1202882A (en) 1982-03-01 1986-04-08 Owen Richmond Method of removing gas from an underground seam
CA1185778A (en) 1982-07-12 1985-04-23 Brian R. Ainley Stable foams and methods of use
US4518040A (en) 1983-06-29 1985-05-21 Halliburton Company Method of fracturing a subterranean formation
US4527627A (en) 1983-07-28 1985-07-09 Santrol Products, Inc. Method of acidizing propped fractures
US4493875A (en) * 1983-12-09 1985-01-15 Minnesota Mining And Manufacturing Company Proppant for well fractures and method of making same
US4569394A (en) 1984-02-29 1986-02-11 Hughes Tool Company Method and apparatus for increasing the concentration of proppant in well stimulation techniques
US4585064A (en) * 1984-07-02 1986-04-29 Graham John W High strength particulates
CA1228226A (en) 1984-07-05 1987-10-20 Arup K. Khaund Sintered low density gas and oil well proppants from a low cost unblended clay material of selected compositions
US4665990A (en) 1984-07-17 1987-05-19 William Perlman Multiple-stage coal seam fracing method
US4869960A (en) 1987-09-17 1989-09-26 Minnesota Mining And Manufacturing Company Epoxy novolac coated ceramic particulate
US4923714A (en) * 1987-09-17 1990-05-08 Minnesota Mining And Manufacturing Company Novolac coated ceramic particulate
US4852650A (en) 1987-12-28 1989-08-01 Mobil Oil Corporation Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control
US5188175A (en) * 1989-08-14 1993-02-23 Carbo Ceramics Inc. Method of fracturing a subterranean formation with a lightweight propping agent
US5005641A (en) * 1990-07-02 1991-04-09 Mohaupt Henry H Gas generator with improved ignition assembly
US5133624A (en) * 1990-10-25 1992-07-28 Cahill Calvin D Method and apparatus for hydraulic embedment of waste in subterranean formations
US5128390A (en) * 1991-01-22 1992-07-07 Halliburton Company Methods of forming consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels
US5217074A (en) * 1991-10-29 1993-06-08 Exxon Chemical Patents Inc. Method of fracturing formations
US5728302A (en) 1992-04-09 1998-03-17 Groundwater Services, Inc. Methods for the removal of contaminants from subterranean fluids
US5425994A (en) * 1992-08-04 1995-06-20 Technisand, Inc. Resin coated particulates comprissing a formaldehyde source-metal compound (FS-MC) complex
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
US5381864A (en) * 1993-11-12 1995-01-17 Halliburton Company Well treating methods using particulate blends
US5411093A (en) * 1993-12-10 1995-05-02 Mobil Oil Corporation Method of enhancing stimulation load fluid recovery
US5837656A (en) * 1994-07-21 1998-11-17 Santrol, Inc. Well treatment fluid compatible self-consolidating particles
US5500174A (en) * 1994-09-23 1996-03-19 Scott; Gregory D. Method of manufacture of a prepacked resin bonded well liner
GB9503949D0 (en) * 1995-02-28 1995-04-19 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
US5639806A (en) * 1995-03-28 1997-06-17 Borden Chemical, Inc. Bisphenol-containing resin coating articles and methods of using same
US6047772A (en) * 1995-03-29 2000-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5775425A (en) * 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine particulate flowback in subterranean wells
US5582249A (en) * 1995-08-02 1996-12-10 Halliburton Company Control of particulate flowback in subterranean wells
US5787986A (en) * 1995-03-29 1998-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5839510A (en) * 1995-03-29 1998-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US6209643B1 (en) * 1995-03-29 2001-04-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals
US5501274A (en) * 1995-03-29 1996-03-26 Halliburton Company Control of particulate flowback in subterranean wells
US5833000A (en) * 1995-03-29 1998-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5929437A (en) * 1995-08-18 1999-07-27 Protechnics International, Inc. Encapsulated radioactive tracer
US5578371A (en) * 1995-08-25 1996-11-26 Schuller International, Inc. Phenol/formaldehyde fiberglass binder compositions exhibiting reduced emissions
US6528157B1 (en) * 1995-11-01 2003-03-04 Borden Chemical, Inc. Proppants with fiber reinforced resin coatings
US5697440A (en) * 1996-01-04 1997-12-16 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US6330916B1 (en) * 1996-11-27 2001-12-18 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US6749025B1 (en) * 1996-11-27 2004-06-15 Bj Services Company Lightweight methods and compositions for sand control
US6364018B1 (en) * 1996-11-27 2002-04-02 Bj Services Company Lightweight methods and compositions for well treating
US6059034A (en) * 1996-11-27 2000-05-09 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US7426961B2 (en) * 2002-09-03 2008-09-23 Bj Services Company Method of treating subterranean formations with porous particulate materials
US20050028979A1 (en) * 1996-11-27 2005-02-10 Brannon Harold Dean Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications
US6017854A (en) * 1997-05-28 2000-01-25 Union Oil Company Of California Simplified mud systems
US6114410A (en) * 1998-07-17 2000-09-05 Technisand, Inc. Proppant containing bondable particles and removable particles
US6406789B1 (en) * 1998-07-22 2002-06-18 Borden Chemical, Inc. Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same
US6582819B2 (en) * 1998-07-22 2003-06-24 Borden Chemical, Inc. Low density composite proppant, filtration media, gravel packing media, and sports field media, and methods for making and using same
AU756771B2 (en) * 1998-07-22 2003-01-23 Borden Chemical, Inc. Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same
US6116342A (en) * 1998-10-20 2000-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preventing well fracture proppant flow-back
US6439789B1 (en) * 2000-09-27 2002-08-27 Closure Medical Corporation Polymerizable 1, 1-disubstituted ethylene monomer formulation applicators, applicator tips, applicator kits and methods
US6439309B1 (en) 2000-12-13 2002-08-27 Bj Services Company Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations
US6491097B1 (en) 2000-12-14 2002-12-10 Halliburton Energy Services, Inc. Abrasive slurry delivery apparatus and methods of using same
US6626241B2 (en) * 2001-12-06 2003-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. Method of frac packing through existing gravel packed screens
US20030205376A1 (en) 2002-04-19 2003-11-06 Schlumberger Technology Corporation Means and Method for Assessing the Geometry of a Subterranean Fracture During or After a Hydraulic Fracturing Treatment
US7153575B2 (en) * 2002-06-03 2006-12-26 Borden Chemical, Inc. Particulate material having multiple curable coatings and methods for making and using same
US6732800B2 (en) * 2002-06-12 2004-05-11 Schlumberger Technology Corporation Method of completing a well in an unconsolidated formation
US7066260B2 (en) 2002-08-26 2006-06-27 Schlumberger Technology Corporation Dissolving filter cake
US6832650B2 (en) * 2002-09-11 2004-12-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells
US6817414B2 (en) * 2002-09-20 2004-11-16 M-I Llc Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up
US7100688B2 (en) 2002-09-20 2006-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Fracture monitoring using pressure-frequency analysis
CN1304729C (zh) 2002-12-18 2007-03-14 宜兴东方石油支撑剂有限公司 油气井压裂用固体支撑剂
US6892813B2 (en) * 2003-01-30 2005-05-17 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for preventing fracture proppant flowback
WO2004083600A1 (en) 2003-03-18 2004-09-30 Bj Services Company Method of treating subterranean formations using mixed density proppants or sequential proppant stages
CN1839034A (zh) * 2003-04-15 2006-09-27 氦克逊特种化学品公司 含有热塑性高弹体的微粒物质及其制备和使用方法
US7581872B2 (en) 2003-04-30 2009-09-01 Serva Corporation Gel mixing system
US7178596B2 (en) 2003-06-27 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US7044220B2 (en) 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
CA2447928C (en) * 2003-11-04 2007-09-04 Global Synfrac Inc. Proppants and their manufacture
US7244492B2 (en) * 2004-03-04 2007-07-17 Fairmount Minerals, Ltd. Soluble fibers for use in resin coated proppant
DE102004014891B4 (de) 2004-03-22 2006-03-09 Meissner, Jörg Schwimmhilfe als Trägergurtsystem
US7073581B2 (en) * 2004-06-15 2006-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Electroconductive proppant compositions and related methods
WO2006023172A2 (en) * 2004-08-16 2006-03-02 Fairmount Minerals, Ltd. Control of particulate flowback in subterranean formations using elastomeric resin coated proppants
US7210526B2 (en) * 2004-08-17 2007-05-01 Charles Saron Knobloch Solid state pump
CN101432132B (zh) 2004-09-20 2012-11-28 迈图专业化学股份有限公司 用作支撑剂或用于砾石充填的颗粒,及其制造和使用方法
US7491444B2 (en) * 2005-02-04 2009-02-17 Oxane Materials, Inc. Composition and method for making a proppant
BRPI0607830A2 (pt) 2005-02-25 2009-10-06 Superior Graphite Co revestimento de grafite de materiais em partìculas
US7528096B2 (en) 2005-05-12 2009-05-05 Bj Services Company Structured composite compositions for treatment of subterranean wells
CN1325423C (zh) 2005-07-13 2007-07-11 攀枝花环业冶金渣开发有限责任公司 高钛型石油压裂支撑剂及其生产方法
US8133587B2 (en) * 2006-07-12 2012-03-13 Georgia-Pacific Chemicals Llc Proppant materials comprising a coating of thermoplastic material, and methods of making and using
US8003214B2 (en) 2006-07-12 2011-08-23 Georgia-Pacific Chemicals Llc Well treating materials comprising coated proppants, and methods
WO2008033226A2 (en) 2006-09-13 2008-03-20 Hexion Specialty Chemicals Inc. Method for using logging device with down-hole transceiver for operation in extreme temperatures
US7624802B2 (en) * 2007-03-22 2009-12-01 Hexion Specialty Chemicals, Inc. Low temperature coated particles for use as proppants or in gravel packs, methods for making and using the same
US8058213B2 (en) 2007-05-11 2011-11-15 Georgia-Pacific Chemicals Llc Increasing buoyancy of well treating materials
US7754659B2 (en) * 2007-05-15 2010-07-13 Georgia-Pacific Chemicals Llc Reducing flow-back in well treating materials

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4888240A (en) * 1984-07-02 1989-12-19 Graham John W High strength particulates
US5422183A (en) * 1993-06-01 1995-06-06 Santrol, Inc. Composite and reinforced coatings on proppants and particles

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2017188842A1 (ru) * 2016-04-29 2017-11-02 Шлюмберже Канада Лимитед Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта

Also Published As

Publication number Publication date
EP2049615A1 (en) 2009-04-22
US8003214B2 (en) 2011-08-23
WO2008008625A1 (en) 2008-01-17
CA2659114C (en) 2014-12-30
MX2008016487A (es) 2009-05-11
BRPI0714117A2 (pt) 2013-01-01
US20080011477A1 (en) 2008-01-17
RU2009104710A (ru) 2010-08-20
CA2659114A1 (en) 2008-01-17
CN101479360A (zh) 2009-07-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2462498C2 (ru) Материалы и способы для обработки скважины
US3929191A (en) Method for treating subterranean formations
US7325608B2 (en) Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
US8058213B2 (en) Increasing buoyancy of well treating materials
US7281581B2 (en) Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
US4875525A (en) Consolidated proppant pack for producing formations
US7244492B2 (en) Soluble fibers for use in resin coated proppant
US5492178A (en) Well treating methods and devices using particulate blends
CA2595686C (en) Soluble diverting agents
RU2398959C2 (ru) Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты)
US7407010B2 (en) Methods of coating particulates
US7255168B2 (en) Lightweight composite particulates and methods of using such particulates in subterranean applications
US20070023187A1 (en) Sintered spherical pellets useful for gas and oil well proppants
US9309454B2 (en) Use of expandable self-removing filler material in fracturing operations
US20080045421A1 (en) Adaptive Cementitious Composites for Well Completions
WO2009079235A2 (en) Fracturing fluid compositions comprising solid epoxy particles and methods of use
WO2009078745A1 (en) Proppant flowback control using encapsulated adhesive materials
CA2668505A1 (en) Method of plugging fractured formation
US10472561B2 (en) Controlling proppant flowback using resin chemistry for acid fracturing
US20180187066A1 (en) Delayed reaction treatment additive

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200628