SA516370766B1 - مواد مركبة للاستخدام في عمليات التحفيز والتحكم بالرمال - Google Patents
مواد مركبة للاستخدام في عمليات التحفيز والتحكم بالرمال Download PDFInfo
- Publication number
- SA516370766B1 SA516370766B1 SA516370766A SA516370766A SA516370766B1 SA 516370766 B1 SA516370766 B1 SA 516370766B1 SA 516370766 A SA516370766 A SA 516370766A SA 516370766 A SA516370766 A SA 516370766A SA 516370766 B1 SA516370766 B1 SA 516370766B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- composite material
- err
- solid particle
- anchor
- hydrophobic
- Prior art date
Links
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 80
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 67
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 87
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 82
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 74
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 46
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 46
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 26
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 147
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 63
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 22
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 15
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 14
- -1 organo fluorinated carbon Chemical compound 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 12
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 10
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 10
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 8
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 8
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 8
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 8
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 7
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 208000002352 blister Diseases 0.000 claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 4
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000003446 ligand Substances 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 2
- 239000013110 organic ligand Substances 0.000 claims description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 2
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims 11
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims 8
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims 6
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims 4
- 125000000962 organic group Chemical group 0.000 claims 4
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims 3
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 claims 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims 3
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims 3
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 claims 2
- VHOQXEIFYTTXJU-UHFFFAOYSA-N Isobutylene-isoprene copolymer Chemical group CC(C)=C.CC(=C)C=C VHOQXEIFYTTXJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims 2
- UUAGAQFQZIEFAH-UHFFFAOYSA-N chlorotrifluoroethylene Chemical group FC(F)=C(F)Cl UUAGAQFQZIEFAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical compound [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 125000004216 fluoromethyl group Chemical group [H]C([H])(F)* 0.000 claims 2
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 claims 2
- 229910052735 hafnium Inorganic materials 0.000 claims 2
- VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N hafnium atom Chemical compound [Hf] VBJZVLUMGGDVMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims 2
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 claims 2
- FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N lanthanum atom Chemical compound [La] FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 claims 2
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 claims 2
- 239000010955 niobium Substances 0.000 claims 2
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 claims 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims 2
- BQCIDUSAKPWEOX-UHFFFAOYSA-N 1,1-Difluoroethene Chemical compound FC(F)=C BQCIDUSAKPWEOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 2-prop-2-enoyloxyethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCCOC(=O)C=C KUDUQBURMYMBIJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004709 Chlorinated polyethylene Substances 0.000 claims 1
- 101100289061 Drosophila melanogaster lili gene Proteins 0.000 claims 1
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 claims 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 claims 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 claims 1
- XOJVVFBFDXDTEG-UHFFFAOYSA-N Norphytane Natural products CC(C)CCCC(C)CCCC(C)CCCC(C)C XOJVVFBFDXDTEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000004599 antimicrobial Substances 0.000 claims 1
- 210000004556 brain Anatomy 0.000 claims 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 claims 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 claims 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims 1
- HDERJYVLTPVNRI-UHFFFAOYSA-N ethene;ethenyl acetate Chemical class C=C.CC(=O)OC=C HDERJYVLTPVNRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N hexafluoropropylene Chemical group FC(F)=C(F)C(F)(F)F HCDGVLDPFQMKDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims 1
- 238000001802 infusion Methods 0.000 claims 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 claims 1
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 claims 1
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011146 organic particle Substances 0.000 claims 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 claims 1
- 229920002432 poly(vinyl methyl ether) polymer Polymers 0.000 claims 1
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 claims 1
- 229920001709 polysilazane Polymers 0.000 claims 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 claims 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 claims 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 claims 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 claims 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims 1
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 claims 1
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- KKEYFWRCBNTPAC-UHFFFAOYSA-L terephthalate(2-) Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=C(C([O-])=O)C=C1 KKEYFWRCBNTPAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 claims 1
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical group FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- PMTRSEDNJGMXLN-UHFFFAOYSA-N titanium zirconium Chemical compound [Ti].[Zr] PMTRSEDNJGMXLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 claims 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 abstract description 19
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract description 9
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract description 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 58
- 239000000463 material Substances 0.000 description 43
- 239000012756 surface treatment agent Substances 0.000 description 17
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 9
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 150000004703 alkoxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- QLOAVXSYZAJECW-UHFFFAOYSA-N methane;molecular fluorine Chemical compound C.FF QLOAVXSYZAJECW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 2
- 238000001338 self-assembly Methods 0.000 description 2
- 230000003319 supportive effect Effects 0.000 description 2
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- 241000283986 Lepus Species 0.000 description 1
- 206010037888 Rash pustular Diseases 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- ATMLPEJAVWINOF-UHFFFAOYSA-N acrylic acid acrylic acid Chemical compound OC(=O)C=C.OC(=O)C=C ATMLPEJAVWINOF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 230000005802 health problem Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000004715 keto acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 208000029561 pustule Diseases 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/025—Consolidation of loose sand or the like round the wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Glanulating (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Coating Of Shaped Articles Made Of Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
يتعلق الاختراع الحالي بمادة مركبة بها جسيم صلب وعامل معالجة معدّل للسطح على الجسيم الصلب حيث يكون بعامل المعالجة المعدّل للسطح طرف كاره للماء hydrophobic tail ومرساة anchor للصق الطرف الكاره للماء على الجسيم الصلب. يمكن أن تكون المرساة عبارة عن معدن ويمكن أن يكون الطرف الكاره للماء عبارة عن مادة سيليكون عضوية organo-silicon material، كربون مفلور fluorinated hydrocarbon أو كلاً من مادة سيليكون عضوية وكربون مفلور. يمكن استخدام المادة المركبة على هيئة مادة حشو دعمي proppant في عملية تكسير هيدروليكي hydraulic fracturing بالإضافة إلى جسيم تحكم بالرمال في عملية تعبئة بالحصى. يؤدي وجود عامل المعالجة المعدّل للسطح على سطح الجسيم الصلب إلى خفض توليد الدقائق والغبار بالإضافة إلى انتقال الرمال أثناء عملية التكسير الهيدروليكي أو عملية التحكم بالرمال. يعزز وجود عامل المعالجة المعدّل للسطح على سطح الجسيم الصلب أيضاً مقاومة سحق الجسيم الصلب. شكل 1
Description
— \ — مواد مركبة للاستخدام في عمليات التحفيز والتحكم بالرمال Composites for use in stimulation and sand control operations الوصف الكامل خلفية الاختراع يتعلق الاختراع بمادة مركبة لمعالجة بثر وبطرق لاستخدام هذه المادة المركبة. تتكون المادة المركبة من جسيم صلب وعامل معالجة معدل للسطح به مرساة anchor وطرف كاره للماء hydrophobic tail على الأقل ٠ يتم ربط طرف كاره للماء بالجسيم الصلب من خلال المرساة. © تتطلب إجراءات التحفيز في الغالب استخدام الجسيمات الصلبة التي لها مقاومة انضغاط عالية. في التكسير الهيدروليكي» يجب أن تكون تلك الجسيمات قادرة على تحسين إنتاج الموائع والغاز الطبيعي من التكوينات منخفضة النفاذية. في معالجة تكسير هيدروليكي hydraulic fracturing treatment نمطية؛ يتم حقن مائع dallas يحتوي على جسيم صلب أو مادة حشو دعمي في فتحة البئر wellbore عند ضغوط عالية. بمجرد Yo تجاوز ضغوط الخزان الطبيعية ¢ يحث المائع الكسور في التكوين als ترسيب مادة الحشو الدعمي في الكسر حيث يبقى بعد اكتمال المعالجة. تعمل sale الحشو الدعمي لحفظ الكسر مفتوحاً. بالتالي تعزيز قابلية الموائع للتحرك من التكوين إلى فتحة البثر. بما أن إنتاجية البثر المكسّر تعتمد على قابلية كسر على تقل الموائع من تكوين إلى فتحة بثرء تكون موصلية كسر متغير تكسير هيدروليكي.
١ بما أن درجة التشبع الناتجة عن معالجة الكسر تعتمد على العرض المدعوم؛ يكون من المهم أن تظهر مادة الحشو الدعمي مقاومة للسحن من الضغوط العالية في البئر. عندما تكون مادة الحشو الدعمي غير قادرة على تحمل ضغوط الغلق المفروضة بواسطة التكوين؛ يتم ضغط الجسيمات الصلبة سوياً بطريقة حيث تنسحق ويتم توليد الدقائق و/ أو الغبار. تؤدي الدقائق و/ أو الغبار المولدة من مادة الحشو الدعمي إلى سد ثقوب الممرات في مصفوفة الخزان؛ بالتالي خفض نفاذية
. الخزان Yo
SEAS
ا يتم اقتراح أن التحسينات بشكل مستمر تتحكم وتمنع سحن مواد الحشو الدعمي proppants عند ظروف الخزان في الموقع. على سبيل (JU) تم تصميم مواد الحشو الدعمي المطلية بالراتنج لمساعدة تكوين تعبئة حصى كسر موحدة وقابلة للنفاذ عند وضعها في التكوين حيث يعزز طلاء zl) مقاومة سحق مادة الحشو الدعمي. © يكون من الضروري أيضاً؛ عند إنتاج الزيت و/ أو الغاز من تكوين جوفي غير موحد؛ لمنع حبيبات الرمال و/ أو دقائق التكوين الأخرى من الانتقال داخل فتحة ial) وانتاجها من البثر. يكون لتكوين و/ أو نقل "BES الخزان أثناء التكسير والإنتاج دوراً فعالاً أيضاً في خفض موصلية الكسر وخفض نفاذية الخزان بسبب انسداد مجاري القوب بواسطة الدقائق. تتمثل طريقة مألوفة للتحكم بانتقال الرمال في تعبئة حصى حيث يتم تصميمها لمنع إنتاج رمال ٠ التكوين وخفض انتقال جسيمات التكوين غير المندمجة في فتحة البئر. نمطياً؛ تشتمل عمليات تعبئة الحصى على وضع حاجز تعبئة حصى في فتحة البثر. يتسرب مائع حامل يحمل الجسيمات الصلبة أو "الحصى" داخل المنطقة الجوفية subterranean zone و/ أو يتم إعادتها إلى السطح في نفس الوقت يتم ترك الجسيمات في المنطقة وتعبئتها في الحيز الحلقي annulus المحيط بين الحاجز وفتحة البثر. وتعمل الجسيمات على حجزء؛ وبالتالي منع الانتقال الإضافي of رمال Gay ١5 _التكوين التي يمكن إنتاجها بصورة بالترافق مع مائع التكوين. مثل مواد الحشو الدعمي؛ يجب أن تظهر جسيمات التحكم بالرمال قوة عالية وتكون قادرة على العمل في تكوينات منخفضة النفاذية. في بعض الحالات يتم تجميع عمليات التكسير الهيدروليكي وتعبئة الحصى في معالجة منفردة لتوفير إنتاج محفز وخفض إنتاج رمال التكوين. يتم الإشارة إلى تلك المعالجات بعمليات "تعبئة frac في بعض الحالات؛ يتم استكمال المعالجات باستخدام تجميعة حاجز screen assembly Ye تعبئة حصى gravel pack في الموضع ويتم ضخ مائع التكسير الهيدروليكي hydraulic fracturing fluid خلال الحيز الحلقي بين التغليف والحاجز في تلك الحالة؛ تنتهي معالجة التكسير الهيدروليكي عاد في ظروف حاجز تكوّن تعبئة حصى حلقية annular gravel pack بين Jalal والتغليف. يسمح ذلك بوضع SS من معالجة التكسير الهيدروليكي وتعبئة الحصى في عملية واحدة. م
يه تم استخدام جسيمات مطلية و/ أو غير مطلية أيضاً في تعبئة الحصى لتقليص انتقال الدقائق و/ أو الغبار المولدة. في نفس الوقت يكون استخدام مواد حشو دعمي مطلية بالراتتج resin coated ناجحاً في تقليص توليد الدقائق أثناء التكسير الهيدروليكي وانتقال الدقائق أثناء تعبئة الحصى؛ تكون تلك المواد معروفة بأنها تسبب التأكل لمعدة إنتاج الزيت والغاز في الغالب. توجد حاجة © مستمرة لتطوير جسيمات تظهر مقاومة سحن يمكن استخدامها كمواد حشو دعمي وحصى لتقليص توليد الدقائق وانتقال الدقائق؛ وخفض تلف تعبئة مادة الحشو الدعمي وتعبئة الحصى؛ وتكون أقل تسبباً للتآكل لمعدة إنتاج الزيت والغاز في حين تظهر تحمل لظروف الضغط في الموقع. بالإضافة إلى المشاكل التي تظهر من تكوين الدقائق والغبار أسفل البئثر؛ يحدث إطلاق الغبار أثناء نقل sale الحشو الدعمي وجسيمات التحكم بالرمال حالياً تحت فحص دقيق حيث تظهر مشاكل لصحة العمال بالحقل وأولئك داخل المناطق السكنية على مقربة من التكسير الأرضي. لا توجد طريقة مقبولة مطورة حتى تاريخه مصممة بصفة خاصة لخفض إطلاق الغبار من مواد الحشو الدعمي وجسيمات التحكم بالرمال. بالرغم من ملاحظة أن طلاء راتنج على رمال يخفض إنتاج الغبار» إلا أن إضافة طلاء راتنج يضاعف من تكلفة رمال. بالإضافة (lA لا تكون المواد الكيميائية المستخدمة لتحضير الراتنج صديقة للبيئة. hase يتطلب تطبيق طلاء راتنج على رمال Vo تسخين الرمال إما بواسطة الكهرباء أو حرق غاز طبيعي؛ وكلاهما مكلفاً. تم بالتالي اقتراح طرق بديلة لخفض توليد الغبار من الجسيمات بالإضافة إلى التحكم بانتقال الجسيمات في إنتاج التكوينات. علاوة على ذلك؛ تم اقتراح مواد بديلة للاستخدام في عمليات تحفيز simulation operations مختارة. نمطياً؛ يكون بتكوين جوفي مخترق بواسطة Ji مجموعة من مناطق أو تكوينات مميزة ٠ .محل الاهتمام. أثناء إنتاج للموائع من البثرء يكون عادةً من المرغوب فيه إجراء اتصالات مع المنطقة فقط أو التكوينات محل الاهتمام بحيث لا تتدفق معالجات التحفيز | stimulation treatments بشكل غير متعمد JA منطقة غير منتجةٌ أو منطقة محل ١ هتمام أقل ٠ يصبح التحفيز الانتقائي Selective stimulation (مثل عن طريق التكسير الهيدروليكي والتحفيز بالحمض acid (stimulation واضحاً مع انخفاض عمر البثر وانخفاض انتاجية ial) ده
Com perforating نمطياًء يستتبع التحفيز الانتقائي تثقيب المنطقة و/ أو التكوين باستخدام قاذف تثقيب موضوع بجوار المنطقة و/ أو التكوين محل الاهتمام. يتم تكرار الإجراء حتى تثقيب كل gun المناطق و/ أو التكوينات محل الاهتمام. يتم إعادة قاذف التثقيب إلى السطح بواسطة خط سلك. عند الرغبة في التكسير؛ يتم ضخ مائع التكسير في البثر تحت ضغط يتجاوز الضغط الذي عنده من التدفق fracturing fluid يمكن تكسير المنطقة و/ أو التكوينات. حتى يتم منع مائع التكسير © في المناطق الذي له مسامية أكبر و/ أو ضغط أقل؛ يمكن ضبط جهاز ميكانيكي؛ مثل حشوة أو سدادة أو تعبئة رمل في البثر بين منطقة مكسرة والمنطقة التي سيتم straddle packer مركبة تكسيرها لفصل المنطقة المحفزة من التلامس الإضافي مع مائع التكسير. بعد ذلك يتم تكرار ذلك الإجراء حتى يتم تثقيب كل المناطق محل الاهتمام وتكسيرها. بمجرد انتهاء عملية الاستكمال؛ يتم حفر كل سدادة خارج أو بصورة أخرى إزالتها من البثر للسماح بإنتاج المائع إلى السطح. ٠ مؤخراً؛ تم تطوير الطرق والتجميعات لتفعيل الفصل النطاقي بين مسافات بفتحة البئر لا تعتمد على إزالة معدة تثقيب داخل وخارج البثر. على سبيل المثال؛ تم تركيز الاهتمام على استخدام تجميعات الفصل التي تسمح بمعالجة إنتاجية انتقائية (أو مسافات إنتاج سابقاً) في ثقوب بئر بمسافات متعددة. تكون تجميعات الفصل النطاقي مكلفة وتم اقتراح بدائل. على هيئة swellable elastomeric تتم تركيز الاهتمام مؤخراً على استخدام مواد لدنة قابلة للانتفاخ (01100اه. مع ذلك؛ يتم تقييد استخدام بوليمرات لدنة قابلة profilers حشوات وسمات فصل في الغالب بسبب المواد الكيميائية العضوية Lb في swellable elastomeric polymers للانتفاخ وغير العضوية المسربة؛ درجات الحرارة؛ الضغوط والعوامل البيئية الجوفية الأخرى التي تقلل العمر تواجه تلك العوامل أيضاً مشاكل للمكونات الأخرى المستخدمة elastomer وموثقية المادة اللدنة المستخدمة enzymes تكون الإنزيمات JE) في استخراج الهيدروكربونات من الآبار. على سبيل ٠ العالية. shall بشكل مألوف على هيئة قواطع في موائع التكسير معطلة نمطياً عند درجات استخدامها عند درجات الحرارة المرتفعة؛ على سبيل المثال؛ عند درجات حرارة أكبر من 15 درجة درجة فهرنهيت)؛ تجعلها تفسد وتفقد نشاطها. ١50( مثوية يمكن أن ينتج تكسير غير فعّال لتكوين أيضاً من فقد الاحتكاك بين الركائز الأنبوبية الركائز المعدنية الأخرى داخل البئر. يظهر انخفاض الاحتكاك بين موائع المعالجة والأسطح المتلامسة Yo ده
بواسطة المائع أيضاً مشاكل جارية. في حالات كثيرة؛ يتم تقييد أنواع عوامل إكساب اللزوجة viscosifying agents التي يمكن استخدامها في موائع التكسير بما أن انخفاض الاحتكاك يعادل انخفاض أسرع في لزوجة عامل إكساب اللزوجة أثناء التلامس مع الهيدروكربونات. تم اقتراح بدائل dalled الانخفاض في الاحتكاك عند ظروف أسفل jill في الموقع in-situ downhole 5 .تم استهلاك الموارد أيضاً على التقنيات الكيميائية والمادية للخفض الفعّال للسحب الاحتكاكي
الناشئ أثناء تدفق الهيدروكربونات داخل خزان إنتاج هيدروكربون. تركز البدائل الخاصة بخفض الاحتكاك على عوامل خفض السحب .drag reduction agents ونمطياً تكون عوامل خفض الاحتكاك friction reduction agents عبار عن بوليمرات polymers كبيرة ذات سلاسل طويلة حيث تميل إلى تكوين هياكل هلامية غير نيوتنية gel structures عتتدماه»00-11ه. تكون مواد
٠ هلام خفض السحب حساسة للقص وتتطلب في الغالب معدة حقن مخصصة (مثل أنظمة نقل بالضغط (pressurized delivery systems . علاوة على ذلك؛ بما أن عوامل خفض الاحتكاك تكون عالية اللزوجة نمطياًء عادةً ما لا يزيد عن ٠١ بالمائة بالوزن من عوامل خفض الاحتكاك البوليمرية polymeric friction توجد في المائع الحامل. وتم تركيز بعض الاهتمام على استخدام مواد الملاط slurries أو المشتتات من البوليمر لتشكيل خلائط حرة التدفق وقابلة للضخ في وسط
VO سائل. مع ذلك؛ تتكتل تلك البوليمرات polymers في الغالب بمرور الوقت, بالتالي تجعل من الصعب وضعها في سوائل هيدروكربون تتطلب سحب منخفض. تم اقتراح بدائل أخرى لخفض Gad) الاحتكاكي للموائع داخل بثر حتى يتم تحسين إنتاجية الهيدروكربونات من البثر. بالإضافة لذلك؛ تم اقتراح البدائل للتحكم ب أو تثبيط التكوين و/ أو ترسيب القشور؛ البارافينات paraffins ومركبات الأسفلتين asphaltenes أثناء إنتاج الهيدروكربونات في تكوينات جوفية
well treatment agents «دعصه#عادن. بالرغم من استخدام عوامل معالجة البثر formations ٠ بنجاح للتحكم ب و/ أو تثبيط تكوين القشورء بارافينات ومركبات أسفلتين؛ يتم استخدام تلك العوامل مادة الحشو الدعمي وجسيمات التحكم بالرمال Jie نمطياً مختلطة مباشرةً مع المكونات الأخرى؛ ل«هه. توجد حاجة لوسائل بديلة للتحكم بالتكوين و/ أو تثبيط القشورء control particulates البارافينات ومركبات الأسفلتين التي تبسط تحضير موائع معالجة البثر بالموقع.
ده
—y- ينبغي كذلك إدراك أن المناقشة الموصوفة أعلاه قد تم تقديمها لأغراض توضيحية فقط وليس الغرض منها تقييد المجال أو الموضوع الخاص بعناصر الحماية الملحقة أو عناصر الحماية أو تلك الخاصة بأي طلب براءة ذات صلة أو أي براءة ذات صلة. بالتالي؛ لا ينبغي تقييد أي من عناصر الحماية الملحقة أو أي طلب ذي صلة أو براءة ذات صلة بواسطة الطلب أعلاه أو تفسيرها بحيث تنصب؛ أو تشتمل أو تستثني كل أو أي من السمات أو العيوب المقتبسة أعلاه 0 لمجرد أنه تم ذكرها في هذا الطلب. subterranean بمعالجات مفيدة في عمليات جوفية ١١ 70036177149 يتعلق الطلب الدولي رقم وبتحديد أكثرء وبطرق لتعديل تفاعلية السطح المنشطة بالضغط لجسيمات coperations
Paso HAT تستخدم في عمليات جوفية. في تجسيد proppant ceed مادة حشو particulates على IN الاختراع الحالي طريقة تشتمل على: توفير مجموعة الجسيمات؛ يشتمل واحد منها على ٠ قادر على surface-treating reagent سطح dallas توفير كاشف ¢mineral surface سطح معدني والسماح لكاشف معالجة tpartticulate تعديل التفاعلية المنشطة بالضغط لسطح معدني لجسيم السطح بتعديل التفاعلية المنشطة بالضغط لجزء على الأقل من السطح المعدني لجسيم على الأقل. abterranean ةيفوج أ بمعالجة تكوينات 77١74 تتعلق براءة الاختراع الأمريكية رقم في سمة أخرى.؛ يتعلق ذلك الاختراع -hydrocarbon-bearing حاملة للهيدروكربون formations ٠ water- محسنة حيث تستخدم مادة جسيمية مطلية باستخدام مادة طاردة للماء fi بطريقة معالجة يتعلق ذلك الاختراع بمادة جسيمية محسنة مع مادة سيليكون cs A] سمة repellent material في hydraulic fracturing للاستخدام في تكسير هيدروليكي organo-siicon material عضوي سمة أخرى؛ يتعلق ذلك الاختراع بمادة جسيمية محسنة مطلية بمادة سيليكون عضوي قابلة للذوبان بالزيت يمكن استخدامها كمادة حشو دعمي في التكسير الهيدروليكي. Yo الوصف العام للاختراع في تجسيد من الكشف؛ يتم توفير مادة مركبة لمعالجة بثر. تشتمل المادة المركبة على عامل معالجة معدّل للسطح مطلي جزئياً على الأقل على جسيم صلب. يكون بعامل المعالجة المعدّل للسطح مرساة معدنية وطرف كاره للماء. يكون وطرف كاره للماء عبارة عن مادة سيليكون أو كلاً من مادة fliorinated hydrocarbon slic كربون corgano-siicon material عضوية YO م
A —_ _ سيليكون عضوية كارهة للماء hydrophobic organo-silicon material وكربون مفلور. تكون المرساة المعدنية بعامل المعالجة المعدّل للسطح مرتبطة بالجسيم الصلب. في تجسيد AT من الكشف؛ يتم توفير مادة مركبة لمعالجة بثر. تحتوي المادة المركبة على جسيم صلب وعامل معالجة معدّل للسطح. يكون عامل المعالجة Jad) للسطح عبارة عن تتكون من © مرساة معدنية وطرف كاره للماءعلى الأقل مرتبطة بالمعدن بالمرساة المعدنية. يتم ربط المرساة في تجسيد AT من الكشف؛ يتم توفير مادة مركبة للاستخدام في عملية معالجة بئر مثل التكسير الهيدروليكي أو عملية تحكم بالرمال. يكون بالمادة المركبة عامل معالجة معدّل للسطح حيث تكون مرتبطة بجزء على الأقل من سطح جسيم صلب. يكون لمعالجة تعديل السطح وطرف كاره A للما عوموقع مرساة. تربط المرساة الطرف كاره للما ءللماء بالجسيم الصلب . في تجسيد Al يتم توفير sale مركبة لمعالجة فتحة بثر حيث تشتمل على 0 جسيم صلب قادر على تحمل ضغوط أكبر من حوالي ٠,“ ميجاباسكال )100 رطل لكل بوصة مربعة) عند درجة حرارة أكبر من 10 درجة Asie )+10 درجة فهرنهيت) و(ة) عامل معالجة معدّل للسطح مرتبطة بجزء على الأقل من سطح الجسيم الصلب. يشتمل عامل المعالجة المعدّل للسطح على 0 مرساة وطرف كاره للماء. يكون طرف كاره للماء مرتبط بصورة غير مباشرة بالجسيم الصلب من خلال المرساة. في تجسيد AT من الكشف»؛ يتم توفير مادة مركبة لمعالجة فتحة بئثرء حيث تشتمل المادة المركبة على عامل معالجة معدّل للسطح وجسيم صلب قادر على تحمل ضغوط أكبر من حوالي Vor ميجاباسكال Youn) رطل لكل بوصة مربعة) عند درجة حرارة أكبر من 10 dan مئوية Vou) Ye درجة فهرنهيت). يشتمل عامل المعالجة المعدّل للسطح على مرساة معدنية وطرف كاره للماء. يتم ربط طرف كاره للماء بالمعدن بالمرساة المعدنية؛ تكون المرساة المعدنية مرتبطة بالجسيم الصلب. في تجسيد آخرء يتم الكشف عن مادة مركبة لمعالجة فتحة i ¢ حيث تشتمل المادة المركبة على جسيم صلب وعامل معالجة معدل للسطح بالصيغة 30-1 حيث 1 هي مركب ترابطي عضوي ا
_ q —_
organic ligand يحتوي على معدن و12 هي طرف كاره للماء. يكون عامل المعالجة المعدّل
للسطح مرتبطة بالجسيم الصلب بواسطة المركب الترابطي العضوي المحتوي على معدن.
في تجسيد «HAT يتم توفير مادة مركبة لمعالجة فتحة yy حيث تشتمل المادة المركبة على («)
جسيم صلب و 0 عامل معالجة معدل للسطح تتضمن منتج مركب ترابطي عضوي يحتوي على
© معدن ومادة كارهة للماء تحتوي على سيليكون عضوي 018000-51000. يكون المعدن بالمركب
الترابطي العضوي المحتوي على معدن عبارة عن معدن من المجموعة oF ؛؛ © أو 1 ويكون
المركب الترابطي العضوي Sle عن ألكوكسيد alkoxide هاليد chalide حمض كيتو keto acid
أمين amine أو أكريلات -acrylate
في تجسيد آخرء يتم توفير طريقة لمعالجة بثر يخترق تكوين جوفي. في تلك الطريقة؛ يتم إدخال Vo مادة مركبة من جسيم صلب وعامل معالجة معدّل للسطح داخل البئر. يكون بعامل المعالجة
المعدّل للسطح مرساة معدنية وطرف كاره للماء. يكون eda على الأقل من سطح الجسيم الصلب
مطلي بعامل المعالجة المعدّل للسطح. يكون طرف كاره للماء عبارة عن مادة سيليكون عضوية؛
كربون مفلور أو IS من ale سيليكون عضوية كارهة للماء وكربون مفلور. تكون المرساة المعدنية
بعامل المعالجة المعدّل للسطح مرتبطة بالجسيم الصلب.
٠ في تجسيد آخرء يتم توفير طريقة لمعالجة بئثر يخترق تكوين جوفي. في تلك الطريقة؛ يتم تشكيل مادة مركبة بها عامل معالجة معدّل للسطح وطرف كاره للماءفي الموقع داخل البئر. في ذلك التجسيد يمكن إدخال جسيم صلب داخل البئر. ثم يتم إدخال عامل معالجة معدّل للسطح. يكون بعامل المعالجة المعدّل للسطح مرساة معدنية وطرف كاره للماء. ترتبط المرساة المعدنية لعامل المعالجة المعدّل للسطح بجزءٍ على الأقل من سطح الجسيم الصلب. يكون طرف كاره للماء بعامل
٠ المعالجة المعدّل للسطح Ble عن مادة سيليكون عضوية؛ كربون مفلور أو IS من مادة سيليكون organosilicon عضوي كارهة للماء وكربون مفلور. في تجسيد آخر من الكشف؛ يتم توفير طريقة لمعالجة بئثر يخترق تكوين جوفي حيث يتم إدخال مادة مركبة داخل البثر. يكون بالمادة المركبة جسيم صلب وعامل معالجة معدل للسطح على ia
ده
=« \ _ على الأقل من سطح الجسيم الصلب. يكون بعامل المعالجة المعدّل للسطح مرساة معدنية وطرف كاره للماءعلى الأقل مرتبطة بالمعدن بالمرساة المعدنية. يتم ربط المرساة المعدنية بالجسيم الصلب. في تجسيد آخرء يتم توفير طريقة لمعالجة بثر يخترق تكوين جوفي. في تلك الطريقة؛ يتم إدخال جسيم صلب داخل البثر. ثم يتم ضخ عامل معالجة معدل للسطح Jab البثر. يحتوي عامل © المعالجة المعدّل للسطح على مرساة معدنية وطرف كازره للماء. ترتبط المرساة المعدنية لعامل المعالجة المعدّل للسطح بجزء على الأقل من سطح الجسيم الصلب في الموقع. في تجسيد آخر من الكشف؛ يتم توفير طريقة لخفض كمية الدقائق المولدة أثناء عملية تكسير هيدروليكي أو عملية تحكم بالرمال. في الطريقة؛ يتم ضخ جسيم صلب في بئر يخترق تكوين جوفي. يتم ربط عامل dallas معدّل للسطح على جزء على الأقل من سطح الجسيم الصلب. يكون ٠ المعالجة تعديل السطح طرف كاره للماعومرساة. تثبّت المرساة طرف كاره للماء بالجسيم الصلب. في تجسيد آخر من الكشف؛ يتم ضخ مادة مركبة من عامل معالجة معدّل للسطح وجسيم صلب في بئر. يخترق البئر تكوين به مناطق إنتاجية متعددة. يكون بعامل المعالجة المعدّل للسطح مرساة وطرف كاره للماء. يكون عامل المعالجة المعدّل للسطح مرتبطة بالجسيم الصلب بواسطة مرساته. تفصل المادة المركبة منطقة إنتاجية محددة مسبقاً من المناطق الأخرى all 5 في تجسيد آخر من الكشف؛ يتم ضخ مادة مركبة من عامل معالجة معدل للسطح وجسيم صلب في بثر. يكون بالمادة المركبة مرساة وطرف كاره للماء. يكون عامل المعالجة المعدّل للسطح مرتبطة بالجسيم الصلب بواسطة المرساة. تقلل المادة المركبة ضغوط الاحتكاك الأنبوبي داخل البئر. في تجسيد AT من الكشف؛ يتم تشكيل مادة مركبة من عامل معالجة معدّل للسطح وجسيم صلب ٠ في الموقع في بثر. يخترق البئر تكوين به مناطق إنتاجية متعددة. يتم تشكيل المادة المركبة أولاً بواسطة إدخال في بئر جسيم صلب. بعد ذلك يتم إدخال عامل المعالجة المعدّل للسطح داخل البثر وتشكيل طلاء على جزءٍ على الأقل من سطح الجسيم الصلب. يكون بعامل المعالجة المعدّل للسطح مرساة وطرف كاره للماء. تفصل المادة المركبة منطقة إنتاجية محددة مسبقاً من المناطق الأخرى بالبئر. ده
_— \ \ _ في تجسيد AT من الكشف؛ يتم تشكيل مادة مركبة من عامل معالجة معدّل للسطح وجسيم صلب في الموقع في بثر. يكون بالمادة المركبة مرساة وطرف كاره للماء. يتم تشكيل المادة المركبة أولاً بواسطة إدخال في بئر جسيم صلب. بعد ذلك يتم إدخال عامل المعالجة المعدّل للسطح داخل البثر وتشكيل طلاء على جزءٍ على الأقل من سطح الجسيم الصلب. يكون بعامل المعالجة المعدّل © للسطح مرساة وطرف كاره للماء. تقلل المادة المركبة ضغوط الاحتكاك الأنبوبي داخل البثر. في تجسيد آخر من الكشف؛ يتم توفير طريقة لمعالجة J يخترق تكوين جوفي حيث يتم ضخ مادة مركبة في Jil) حيث تشتمل المادة المركبة على جسيم صلب وعامل معالجة معدّل للسطح على الجسيم الصلب. يشتمل عامل المعالجة المعدّل للسطح على معدن مرتبط بمادة سيليكون عضوية كارهة للماء؛ كربون مفلور أو بكلاً من مادة سيليكون عضوية كارهة للماء وكربون مفلور. يتم ربط ١١ المعدن بالجسيم الصلب . في تجسيد آخر من الكشف؛ يتم توفير طريقة لمعالجة J يخترق تكوين جوفي حيث يتم ضخ مادة مركبة في Jil) حيث تشتمل المادة المركبة على جسيم صلب وعامل معالجة معدّل للسطح على جزء على الأقل من سطح الجسيم الصلب. يكون عامل المعالجة المعدّل للسطح عبارة عن منتج تفاعل من مركب Sime عضوي organometallic compound به مركب أكسجين ترابطي oxygen ligand ٠ ومادة تحتوي على سيليكون عضوي. في تجسيد آخر من الكشف؛ يتم توفير طريقة لمعالجة J يخترق تكوين جوفي حيث يتم ضخ مادة مركبة في البئر حيث تشتمل المادة المركبة على جسيم صلب وعامل معالجة معدل للسطح بالصيغة (XM حيث (am مركب ترابطي عضوي يحتوي على معدن و36 هي طرف كاره للماء. في تجسيد آخر من الكشف؛ يتم توفير طريقة aa’ لتحفيز تكوين جوفي . في الطريقة 1 يتم ضخ مادة Yo مركبة في HA يخترق التكوين الجوفي عند ضغط فوق ضغط التكسير للتكوين الجوفي. يمكن تمييز المادة المركبة بجسيم صلب مطلي على جزءٍ على الأقل من سطحه بعامل معالجة Jaze للسطح. يحتوي عامل المعالجة المعدّل للسطح على طرف كاره للماءومرساة لتثبيت طرف كاره للماء بسطح الجسيم الصلب. يتم تقليص توليد الدقائق أو الغبار من الجسيم الصلب أثناء التحفيز ده
-١؟-
وتلف تعبئة مادة حشو دعمي داخل التكوين عن طريق وجود عامل المعالجة المعدّل للسطح على
الجسيم الصلب.
في تجسيد آخر من الكشف؛ يتم توفير طريقة لخفض توليد الدقائق و/ أو الغبار من مادة حشو
دعمي أو جسيم تحكم بالرمال أثناء عمليات معالجة البثر. في ذلك التجسيد؛ يتم تشكيل مادة مركبة © بواسطة تجميعة ذاتية على oda على الأقل من سطح مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال
عامل معالجة معدّل للسطح. يتم تمييز عامل المعالجة المعدّل للسطح بطرف كاره للماعومرساة
لتثبيت طرف كاره للماء بمادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال. يتم خفض كمية الدقائق و/
أو الغبار المولدة من مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال بواسطة التجميعة الذاتية لعامل
المعالجة المعدّل للسطح على مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال.
٠ في تجسيد OAT يتم توفير طريقة لخفض توليد الدقائق أثناء إنتاج هيدروكربونات من تكوين جوفي. في الطريقة يتم ضخ مادة حشو دعمي أو جسيم تحكم بالرمال في البئر. يتم طلاء مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال باستخدام معالجة تعديل سطح تتميز بطرف كاره للماءومرساة للصق طرف كاره للماء بمادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال. تكون كمية الدقائق المولدة أثناء ضخ مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال داخل البئر أقل من كمية
fd) الحشو الدعمي الأولية أو جسيم تحكم بالرمال داخل sale الدقائق المولدة أثناء ضخ Vo يتم توفير طريقة لخفض كمية الدقائق المولدة أثناء ضخ مادة حشو دعمي أو AT في تجسيد الحشو sale جسيم تحكم بالرمال في البئر. في الطريقة؛ يتم طلاء جزء على الأقل من سطح الحشو sale الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال باستخدام عامل معالجة معدّل للسطح قبل ضخ الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال داخل البثر. يحتوي عامل المعالجة المعدّل للسطح على طرف كاره
٠ لاللماعومرساة لتثبيت طرف كاره للماء بمادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال. تكون كمية الدقائق المولدة أثناء ضخ مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال داخل البئر أقل من كمية الدقائق المولدة أثناء ضخ مادة sda دعمي أولية أو جسيم تحكم بالرمال داخل البئر. في تجسيد آخرء يتم توفير طريقة لمنع إطلاق الغبار من مادة حشو دعمي أو جسيم تحكم بالرمال أثناء عمليات معالجة البثر. في الطريقة؛ يتم طلاء جزء على الأقل من سطح مادة الحشو الدعمي
ده yw أو جسيم تحكم بالرمال باستخدام عامل معالجة معدّل للسطح. يشتمل عامل المعالجة المعدّل للسطح على طرف كاره للماعومرساة لتثبيت طرف كاره للماء بمادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال. يتم بعد ذلك ضخ مادة الحشو الدعمي المطلية أو جسيم التحكم بالرمال المطلية في البئر الذي يخترق خزان إنتاج هيدروكربون. يتم خفض كمية الغبار المحررة من مادة الحشو الدعمي أو الحشو sale جسيم تحكم بالرمال عن طريق وجود عامل المعالجة المعدّل للسطح على سطح © الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال. من الكشف؛ يتم توفير طريقة لزيادة مقاومة سحق مادة حشو دعمي تم ضخها في AT في تجسيد البثر يخترق تكوين جوفي أثناء عملية تكسير هيدروليكي. في تلك الطريقة يتم معالجة مادة حشو دعمي باستخدام عامل معالجة معدّل للسطح. يكون عامل المعالجة المعدّل للسطح عبارة عن تتميز بطرف كاره للماعومرساة لتثبيت طرف كاره للماء بسطح مادة الحشو الدعمي. تكون مقاومة ٠ رطل لكل بوصة مربعة)؛ ٠095080 ميجابسكال( ٠١,7 سحق مادة الحشو الدعمي عند ضغط غلق أولية عند درجة حرارة eed حشو sale أكبر من مقاومة سحق ٠0 APIRP أو 0851 APIRP أكبر من 15 درجة مئوية )100 درجة فهرنهيت). من الكشف؛ يتم توفير طريقة لمنع انتقال الرمال أثناء عملية تحكم بالرمال داخل AT في تجسيد -بثر. في الطريقة؛ يتم ضخ عامل جسيم تحكم بالرمال في بثر. يتم معالجة جزء على الأقل من ١ سطح جسيم التحكم بالرمال باستخدام معالجة تعديل سطح تتضمن طرف كاره للماء ومرساة. تثبّت المرساة طرف كاره للماء بسطح جسيم التحكم بالرمال. من الكشف؛ يتم توفير طريقة لمنع انتقال الرمال أثناء عملية تحكم بالرمال. في HAT في تجسيد الطريقة؛ يتم ضخ جسيم تحكم بالرمال في بئر. يتم تثبيت عامل معالجة معدّل للسطح تتضمن طرف كاره للماعومرساة بجزء على الأقل من سطح جسيم التحكم بالرمال في الموقع من خلال ٠ المرساة. من الكشف»؛ يتم توفير طريقة لخفض كمية الدقائق المولدة أثناء عملية تكسير HAT في تجسيد هيدروليكي أو عملية تحكم بالرمال داخل تكوين جوفي. في الطريقة؛ يتم ضخ جسيم صلب في بثر يخترق التكوين الجوفي. ثم يتم تثبيت معالجة تعديل سطح تتضمن ذطرف كاره للما ءللماء ومرساة ا vem
على جزء على الأقل من سطح الجسيم الصلب في الموقع من خلال المرساة بعامل المعالجة
المعدّل للسطح.
في تجسيد آخر أيضاً من الكشف؛ يتم توفير طريقة لتحفيز تكوين جوفي حيث يتم ضخ مائع
تكسير يحتوي على جسيم صلب في بثر يخترق التكوين الجوفي عند ضغط فوق ضغط التكسير © للتكوين الجوفي. يتم تثبيت عامل معالجة معدّل للسطح في الموقع على جزءٍ على الأقل من سطح
الجسيم الصلب. يشتمل عامل المعالجة المعدّل للسطح على طرف كاره للماءعومرساة لتثبيت طرف
كاره للماء بالجسيم الصلب. يتم تقليص توليد الدقائق أو الغبار من الجسيم الصلب وتقليص تلف
تعبئة مادة حشو دعمي داخل التكوين عن طريق وجود عامل المعالجة المعدّل للسطح على الجسيم
الصلب.
٠ في تجسيد آخر Lad من الكشف؛ يتم توفير طريقة لخفض توليد الدقائق و/ أو الغبار من مادة حشو دعمي أو جسيم تحكم بالرمال أثناء عمليات معالجة البئر. في تلك الطريقة؛ يتم ضخ sale sda دعمي أو جسيم تحكم بالرمال في البثر. يتم ضخ عامل معالجة معدّل للسطح تتضمن طرف كاره للماعومرساة بعد ذلك داخل البئر. يتم تثبيت عامل المعالجة المعدّل للسطح خلال مرساته على ola على الأقل من مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال في الموقع. يتم خفض كمية
١ الدقائق و/ أو الغبار المولدة من sale الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال عن طريق وجود عامل المعالجة المعدّل للسطح على سطح مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال. في تجسيد إضافي من (RIS يتم توفير طريقة لمنع إطلاق الغبار من مادة حشو دعمي أو جسيم تحكم بالرمال أثناء عمليات معالجة i) في تلك الطريقة؛ يتم ضخ مادة حشو دعمي أو جسيم تحكم بالرمال في بثر يخترق تكوين جوفي. يتم تثبيت عامل معالجة Jone للسطح في الموقع على
Yo جزءٍ على الأقل من سطح sale الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال. يكون بعامل المعالجة المعدّل للسطح طرف كاره للماءومرساة. يتم تثبيت عامل المعالجة المعدّل للسطح على سطح sale الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال من خلال المرساة. يتم خفض كمية الغبار المحررة من مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال أثناء عملية معالجة ill عن طريق وجود عامل المعالجة المعدّل للسطح على سطح مادة الحشو الدعمي أو جسيم تحكم بالرمال.
ده yoo
في تجسيد آخر أيضاً من الكشف؛ يتم توفير طريقة لزيادة مقاومة سحق مادة حشو دعمي تم
ضخها في J يخترق تكوين جوفي أثناء عملية تكسير هيدروليكي. في تلك الطريقة؛ يتم تثبيت
عامل معالجة معدّل للسطح تتضمن طرف كاره للماعومرساة على جزء على الأقل من سطح sale
الحشو الدعمي بعد وضع مادة الحشو الدعمي داخل البثر. يتم تثبيت عامل المعالجة Jind
© للسطح على سطح مادة الحشو الدعمي من خلال مرساته. تكون مقاومة سحق sale الحشو
الدعمي عند ضغط غلق ٠١,7 ميجاباسكال Vo uv) رطل لكل بوصة مربعة)؛ 0T AAPI أو
٠0 APIRP أكبر من مقاومة سحق sda sale دعمي أولية.
في تجسيد آخر من الكشف»؛ يتم توفير طريقة لمعالجة hs يخترق تكوين جوفي حيث يتم ضخ sale
مركبة في البئر حيث تشتمل sald) المركبة على (i) جسيم صلب 5 (il) عامل معالجة معدل ٠ للسطح تتضمن منتج مركب ترابطي عضوي يحتوي على معدن ومادة كارهة للماء تحتوي على
سيليكون عضوي. يكون المعدن بالمركب الترابطي العضوي المحتوي على معدن عبارة عن معدن
من المجموعة F 4؛ © أو 6 ويكون المركب الترابطي العضوي عبارة عن ألكوكسيد؛ هاليد؛
حمض كيتو؛ أمين أو أكريلات.
في تجسيد آخرء؛ يتم الكشف عن طريقة لتحسين إنتاجية تكوين جوفي حيث يتم إدخال مادة مركبة Ve داخل البثر. تشتمل sald) المركبة على نواة لدنة elastomeric core وعامل معالجة معدّل للسطح
مطلي جزئياً على الأقل على النواة اللدنة. يتكون عامل المعالجة المعدّل للسطح من معدن مرتبط
بمادة سيليكون عضوية كارهة للماء؛ كربون مفلور أو بكلاً من مادة سيليكون عضوية كارهة للماء
وكربون مفلور وحيث يتم ربط المعدن بالنواة اللدنة.
في تجسيد HAT ¢ يتم الكشف عن مادة مركبة تتضمن نواة لدنة وعامل معالجة معدّل للسطح في ٠٠ فصل منطقة حامية productive zone من المناطق الأخرى بالبثر. تشتمل المادة المركبة على نواة
لدنة وعامل معالجة معدّل للسطح مطلي جزئياً على الأقل على النواة اللدنة. يتكون عامل المعالجة
المعدّل للسطح من معدن مرتبط بمادة سيليكون عضوية كارهة للماء؛ كربون مفلور أو بكلاً من
مادة سيليكون عضوي كارهة للماء وكربون مفلور وحيث يتم ربط المعدن بالنواة اللدنة.
ده
Claims (1)
- عناصر الحماية -١ مادة مركبة لمعالجة بثر حيث تشتمل sald) المركبة على عامل معالجة معدل للسطح مطلي جزئياً على الأقل على جسيم صلب وحيث يشتمل عامل المعالجة المعدّل للسطح على مرساة معدنيةة anchor 1716181116 وطرف كاره للماء hydrophobic tail حيث يكون الطرف كاره للماء hydrophobic tail عبارة عن مادة سيليكون عضوية corgano-silicon material كربون © مفلور fluorinated hydrocarbon أو PAS من مادة سيليكون عضوية organo-silicon fluorinated hydrocarbon وكربون مفلور hydrophobic organo كاره للماء material بعامل المعالجة المعدّل للسطح مرتبطة metallic anchor وحيث أيضاً تكون المرساة المعدنية بالجسيم الصلب. hydrophobic tail حيث يكون الطرف كاره للماء ١ ؟- المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية ٠ أو بولي سيلازان polysiloxane بولي سيلوكسان silane من سيلان Gide عبارة عن .polysilazane metallic المركبة وفقاً لعنصر الحماية ١؛ حيث يكون المعدن بالمرساة المعدنية sald) ؟*-.6 ©؛ أو (fF عبارة عن معدن من المجموعة معدن من المجموعة anchor Vo metallic حيث يتم اختيار المعدن بالمرساة المعدنية oF المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية — ¢ (Zr) ؛ الزركونيوم Titanium (Ti) من المجموعة التي تشتمل على التيتانيوم 00١ Ta) التنتالوم (Hafnium (Hf) )»الهفنيوم La) Lanthanum still Zirconium -(Nb) Niobium والنيوبيوم Tungsten (W) التنغستن cTantalum( ٠ hydrophobic tail حيث يكون الطرف كاره للماء ١ المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية =o بالصيغة: organo-silicon عن مشتق من سيليكون عضوي Ble 081 3 S i 1B ع R ! 4 IY AL أو R دهh — جمأو (بولي) سيلوكسان عضوي organo(poly)siloxane أو (بولي) سيلازان عضوي organo(poly)silazane بالصيغة:1 0 ili—N S10 ا R! Rl! J حيث: 0 8ج تكون متطابقة أو مختلفة وهي هيدروكربون 172030030500 أو شق هيدروكربونhydrocarbon radical به استبدال يحتوي من ١ إلى ٠٠١ ذرة كربون 81010715 6810017؛ A هي هيدروجين chydrogen هالوجين OR? (OH (halogen أو فير -00 8 هي م يتعلا؛٠ الم هي هيدروكربون hydrocarbon أو شق هيدروكربون hydrocarbon radical به استبدال يحتوي من ١ إلى VY ذرة كربون atoms 6810017؛ R’ هي هيدروجين Jhydrogen !؛ X هي ١ أو 31 و لاهي ١أو .١ Vo 7- المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية 5؛ حيث يكون ب (بولي)سيلوكسان العضوي organo(poly)siloxane أو (بولي) سيلازان عضوي Shas gorgano(poly)silazane من الصيغة: ده— 7 جم 0 1 SiN 50 3 RY R أو حيث '» تكون متطابقة أو مختلفة وهي هيدروكربون 172030081500 أو شق هيدروكربون hydrocarbon radical به استبدال يحتوي من ١ إلى ١١ ذرة كربون «carbon atoms رقع هي هيدروجين 020980لا0 أو R' lo} -١ المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية ٠؛ حيث يحتوي الهيدروكربون المفلور fluorinated hydrocarbon على البنية: سسب PYF =e (Fy yy {RF سسب ; ¥ حيث ١ هي am CF JF 4 إلى ٠١ و0 هي ١ إلى 6؛ RP هي ألكيل gsisalkyl Ne من ١ إلى ؛ ذرات كربون 810005 081000 و0 هي ٠ إلى AA A — المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية ١؛ حيث يكون الهيدروكربون المفلور fluorinated hydrocarbon بالبنية: (CFC — 0 1,(CHJ, يزلا {CECE سح خرس راون Y Y ٠٠ حيث 8 هي شق أكسجين oxygenradical أو رابطة كيميائية h «chemical bond هي ١ إلى 7 7 هي JF ,و ام؛ 5 هي على الأقل ٠ ame إلى 6 و0 هي ٠ إلى .٠8 دهA — جم - المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية ٠ حيث يحتوي الطرف كاره للماء hydrophobic tail على وحدات من و510ر” حيث R هي هالوجين halogen sali -٠ المركبة وفقاً لعنصر الحماية ١٠ تشتمل أيضاً على مادة لاصقة 801163601 بين © الجسيم الصلب والمرساة المعدنية metallic anchor بعامل تعديل السطح لربط المرساة المعدنيةmetallic anchor بالجسيم الصلب. -١ المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية ٠١ حيث تكون المادة اللاصقة عبارة عن مركب معدني عضري .organometallic compound7" -٠ المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية VY حيث يشتمل المركب المعدني العضوي organometallic compound على معدن انتقالي منتقى من المجموعة التي تشتمل على تيتانيوم titanium زيركونيوم zirconium لانثانوم danthanum هافنيوم chafnium تانتالوم 7 وتنجستن 10105167 وخلائط منها.Vo المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية )0 حيث يتم اختيار الجسيم الصلب من المجموعة التي -٠ الجسيمات gravel رمال؛ معادن» قشور الجوزء الحصى cceramics تشتمل على مواد خزفية ee وخلائط (polymeric particles البوليمريةpolymeric particles حيث تكون الجسيمات البوليمرية VY الطريقة وفقاً لعنصر الحماية -١ SE ٠ Jai بولي ستيرين داي nylon نيلون cpolystyrene هي كريات أو حبات من بولي ستيرين polyethylene بولي إيثيلين تيرفثالات (polystyrene divinylbenzene بنزين أو توليفة منها. terephthalate١# Yo - المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية OF حيث يكون بالجسيم الصلب أيضاً طلاء راتنجي 9 5ن5100؟.ده-4ه- 1 )= مادة حشو دعمي proppant أو جسيم تحكم بالرمال sand control particulate تتضمن المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية .١ V )= المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية Gua) يشتمل الجسيم الصلب على sale لدنة.elastomer © - المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية VY حيث يتم اختيار elastomer alll sold) المجموعة التي تشتمل على مطاط طبيعي؛ إيثيلين - بروبيلين -دايين بوليمرات ethylene— «(EPDM) propylene—diene polymers مطاط نيتريل enitrile rubbers بوليمرات carboxylated acrylonitrile butadiene أكريلونيتريل بيوتادايين مشتركة كربوكسيلية ٠ polyvinylchloride—nitrile بيوتادايين Jy jin - بولي قينيل كلوريد lay ie copolymers سلفونات بولي «chlorinated polyethylene بولي إيثيلين كلورية cbutadiene blends aliphatic بولي إسترات أليفاتية «chlorinated sulfonate polyethylene إيثيلين كلورية مطاط بولي أكريلات chlorinated side chains بها سلاسل جانبية كلورية 65 ethylene-acrylate أكريلات تيربوليمرات - clin) cpolyacrylate rubbers Yo واختيارياً مع «propylene plug pn sethylene بوليمرات مشتركة من إيثيلين terpolymers ethylenically unsaturated Lili) واحد أو أكثر من المونومرات غير المشبعة ethylene vinyl acetate الأخرى؛ إيثيلين فينيل أسيتات بوليمرات مشتركة monomers وبوليمرات مشتركة fluorocarbon polymers بوليمرات فلورو كربون ccopolymers «copolymers ٠٠ بولي قينيل ميثيل polyvinyl methyl ether ju) مطاط بيوتادايين cbutadiene rubber مطاط بولي كلورو برين polychloroprene rubber مطاط بولي أيزو برين rubber ©7/15001810اا00؛ بولي نوربورنينات cpolynorbornenes مطاط بولي كبريتيد rubbers 7/51706اا00؛ بولي يوريثانات 116178065/اا00؛ مواد مطاط سيليكون silicone crubbers مطاط قينيل silicone rubbers Solis الا0الاء مطاط فلورو ميثيل سيليكون fluorovinyl silicone مطاط فلورو قينيل سيليكون (fluoromethyl silicone rubber Yo مطاط cphenylmethyl silicone rubbers فينيل ميثيل مواد مطاط سيليكون crubbers ده qa من copolymers بوليمرات مشتركة cstyrene—butadiene rubbers ستيرين -بيوتادايينات بوليمرات cbutyl rubbers أو مطاط بيوتيل isoprene أيزو بيوتيلين © 1505117160 وأيزو برين أيزو بيوتيلين ©7/160أ0ا5ا80ا وأيزو برين brominated copolymers مشتركة برومية من أيزو بيوتيلين chlorinated copolymers وبوليمرات مشتركة كلورية iSOprene منها. LDA isoprene 06عا/اا 150 وأيزو برين © عبارة عن elastomer حيث تكون المادة اللدنة VA المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية - واحد على الأقل من المونومرات polymer أو بوليمر natural rubber مطاط طبيعي «vinylidene fluoride المنتقاة من المجموعة التي تشتمل على قينيليدين فلوريد 65 tetrafluoroethylene تترا فلورو (يثيلين chexafluoropropylene هكسا فلورو بروبيلين ٠ (J) قينيل Jas) بيرفلورو «chlorotrifluoroethylene كلورو تراي فلورو إيثيلين -perfluoro(alkyl vinyl ether) تتضمن إدخال في subterranean formation طريقة لمعالجة بر يخترق تكوين جوفي —Y أو تشكيل المادة المركبة في الموقع في البثر. ١ البثر المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية ١ حيث يسود واحد على الأقل من الظروف التالية: ٠١ الطريقة وفقاً لعنصر الحماية -7١ passive anti- للسطح على هيئة عامل مضاد للميكروبات سلبي Jad يعمل عامل المعالجة 0 ¢microbial agent (ب) يعمل عامل المعالجة المعدّل للسطح للتثبيط أو التحكم السلبي بترسيب الملوثات على أو ٠ tsubterranean formation داخل التكوين الجوفي (ج) يمنع عامل المعالجة المعدّل للسطح من المادة المركبة بشكل سلبي أو يتحكم بترسيب على أو داخل سطح التكوين الجوفي organic particulates الجسيمات العضوية أو tsubterranean formation المركبة بالتدفق العكسي بمادة الحشو الدعمي sald) (د) يتحكم عامل المعالجة المعدّل للسطح من Yo .proppant Of AO ny YY الطريقة وفقاً لعنصر الحماية ١7؛ حيث يتم ضخ المادة المركبة في البئر أثناء عملية تكسير hydraulic fracturing operation Sul jus وحيث أيضاً يكون الجسيم الصلب قادر على تحمل ضغوط أكبر من ٠١3 ميجاباسكال )1004 رطل لكل بوصة مربعة) عند درجة حرارة أكبر من 15 درجة مثوية )100 درجة فهرنهيت). o حيث يتم تشكيل المادة المركبة في الموقع في البئر أولاً oF + الطريقة وفقاً لعنصر الحماية — YY عن طريق ضخ الجسيم الصلب داخل البثر وبعد ذلك طلاء جزئياً على الأقل الجسيم الصلب عن للسطح داخل البثر. Jad) طريق الضخ التالي لعامل المعالجة ٠ 0 74- مادة مركبة لمعالجة فتحة بثرء حيث تشتمل المادة المركبة على جسيم صلب وعامل معالجة معدّل للسطح مطلي جزئياً على الأقل على جسيم صلب؛ عامل المعالجة المعدّل للسطح تتضمن مرساة 80000 وطرف كاره للماء hydrophobic tail على الأقل مرتبطة بالمرساة anchor حيث يتم ربط المرساة 800001 بالجسيم الصلب. Vo ©*؟- المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية VE حيث يكون عامل المعالجة المعدّل للسطح عبارة عن منتج تفاعل ١16801100 product من مركب معدني عضوي organometallic compound به مركب أكسجين ترابطي ligand 0/960 ومادة تحتوي على سيليكون عضوي.organo-silicon -7١ ٠ المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية VE حيث يكون عامل المعالجة المعدّل للسطح بالصيغة 26-١ حيث M هي مركب ترابطي عضوي ligand 01981016 يحتوي على معدن و7 هي طرف كاره للماء .hydrophobic tail -7١ طريقة لمعالجة بثر يخترق تكوين جوفي subterranean formation تتضمن إدخال في vo البثر المادة المركبة وفقاً لعنصر الحماية ؛؟ 7 أو تشكيل المادة المركبة في الموقع داخل البثر. ده— \ أ — YA — الطريقة وفقاً لعنصر الحماية (TY حيث يتم ضخ المادة المركبة في البئر أو يتم تشكيلها في الموقع Jal البئر أثنا ء عملية تكسير هيدروليكي hydraulic fracturing operation أو ile تحكم بالرمال .sand control operation ؟”- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية (TY حيث يكون بالتكوين المخترق بواسطة البثر مناطقإنتاجية productive zones متعددة وحيث تفصل المادة المركبة منطقة إنتاجية productive ©2006 محددة مسبقاً من المناطق الأخرى aly -©٠ الطريقة وفقاً لعنصر الحماية VY حيث JIE المادة المركبة ضغوط الاحتكاك الأنبوبيJalatubular friction pressures ٠ البثر. 1 — الطريقة وفقاً لعنصر الحماية TY حيث يتم خفض كمية الدقائق و/ أو الرمال المنتقلة أثناء معالجة البثر عن طريق وجود عامل المعالجة Jad) للسطح المطلي على الجسيم الصلب.hydrophobic tail حيث يتم محاذاة الطرف كاره للماء (VY الطريقة وفقاً لعنصر الحماية -©7 Yo بالمادة المركبة بعيداً عن سطح الجسيم الصلب. المركبة في البثر sald) حيث يتم ضخ مائع يحتوي على YY الطريقة وفقاً لعنصر الحماية TY وحيث يكون الجسيم الصلب 77018116 fracturing operation أثنا ¢ عملية تكسير هيدروليكيYo عبارة عن مادة gia دعمي 01008811 وحيث أيضاً تكون مقاومة سحق مادة الحشو الدعمي 1 عند ضغط غلق ٠١,7 ميجاباسكال ( ١5060 رطل لكل بوصة مربعة) 56 AAPI أو 60 6 اطل أكبر من مقاومة سحق مادة sia دعمي أولية proppant 0115076 في sale sia دعمي أولية proppant 0115406 مشابهة إلى حدٍ كبير ليس بها عامل المعالجة المعدّل للسطح مطلي جزثئياً على الأقل على sale الحشو الدعمي .proppantYoOf AO© ؛؟- الطريقة وفقاً لعنصر الحماية YY تشتمل أيضاً على إنتاج هيدروكربونات hydrocarbons من البثر وخفض السحب الاحتكاكي frictional drag أثنا ء إنتاج الهيدروكربون hydrocarbon vo — الطريقة وفقاً لعنصر الحماية YY حيث تكون زاوية انزلاق angle 5110109 مائع في البثر © على سطح المادة المركبة أقل من زاوية انزلاق نفس المائع على سطح جسيم صلب أولي pristine غير مرتبط به عامل dallas معدل للسطح. دهJd RO / ب 2 N 3 ~ IR ROR OR بيني 7 0 ~ 7 08 OH oH oH a / OH oH Yr YY —_— ااددي ااادددتتته حر رك كو مر RN حر سرك PEER RTPA سر عرص rr § ١ شكل ده i 0 ; تس + io < 1 اما 2 | الخ اص ص ارب ات # “i bX a - ا ينوي الحو | cae ا hy حال ١ Se 4 G السب ] SHAE اا نسم + - . { En | \ i ; م ees AT 0 0 ا 8 SBD5 .~ 8 اس اح م" re Nid ¥ Ed ير© 40ل. NN NB =k : -اير 7 اللا ااا ااا اي a ed a = A & word He E Ny Nn Na 3 HERR 3 a Se 3 ES SR 3 Sn: 0 3 ERR > 3 pe Sn: 3 Le Sn: © 0 مي 0 م ا Sn: 3 0 ا ¥ 0 ا Y * I ERR ERR 3 JT ELEE LL ELLE LEE E LEE ELLEEE LLL ELE ELLE LE ELEEELL ELL LLE ELLE LL LLLLL ELLE ELLE ELLE LLL ELEC ELLE ELELLELLLE ELLE ELL i SRREREEERRREERPEREREREee) 3 Se 5 3 ERR 3 0 5 3 Ee ERR 3 an ب 3 To ERR SR Se wd 0 ¥ ERR 3 ERR 3 ERR 3 eS ERR 3 So ERR 3 a RR 3 0 ب 3 I Ba RR Sn: 3 Ne Cn, = 0 تج 0 م Sa HS ¥ نا RE Sn: ERR 3 ERR 3 ERR 3 الخال EU EE TE i i i nine ا ل TU EU EE TE EU EA ل TET EEA TEE TU EA EEA TE TU EA EEA TE EU EA ل ا 3 SE . ب 3 bh) 1 bo 0 ب ا 33 ا oF 4 Sn: 3 0 1 8 3 ERR 3 مي k 0 3 عي Ln ل 0 وج ERR 3 x ERR 3 EL LAR. - Cn, ا ا n EEA i ERROR PPP PREITY اا EE EN EY EN EN ES EE 3 Sn ERR = 3 0 : ل تب 3 RS 0 0 3 Ey ERR ب 3 To Ey ERR 3a 4 Fo Ey ERR See ا 8 ES x ¥ ¥ Ey ERR : 3 ام ل سسجت ججح لال 3 ERR ا 5 3 0 0 = 3 TO RRR Sn: 0 0 الج 1 Re: ا ا ااا ©« + 3 0 ا ا 3 . الح ERR a a A RR REE oe A جحت oe 2 ل ا اي wo Na Sey 0 3 Ra RR RRR 0 3 ST a SER a: 3 en: Ey ERR تج Pag RR RRR 0 3 3 RR RRR Sn: الخ % ال لبلب ب 63 لجل تي 3 مب 0 0 CE وب of \ Ss Nn Jn Ln a oF 3 ب ا ا ا > 3 a a 8 2 5 3 HE i = 5 > 3 = ~ = = = = Ta » x 3 ¥ ® . 7 و fm £6 33 4 اس ال s ووو 2مدة سريان هذه البراءة عشرون سنة من تاريخ إيداع الطلب وذلك بشرط تسديد المقابل المالي السنوي للبراءة وعدم بطلانها أو سقوطها لمخالفتها لأي من أحكام نظام براءات الاختراع والتصميمات التخطيطية للدارات المتكاملة والأصناف النباتية والنماذج الصناعية أو لائحته التنفيذية صادرة عن مدينة الملك عبدالعزيز للعلوم والتقنية ؛ مكتب البراءات السعودي ص ب TAT الرياض 57؟؟١١ ¢ المملكة العربية السعودية بريد الكتروني: patents @kacst.edu.sa
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201361880758P | 2013-09-20 | 2013-09-20 | |
US201361880841P | 2013-09-20 | 2013-09-20 | |
US201461981051P | 2014-04-17 | 2014-04-17 | |
US201461989267P | 2014-05-06 | 2014-05-06 | |
PCT/US2014/056686 WO2015042486A1 (en) | 2013-09-20 | 2014-09-19 | Composites for use in stimulation and sand control operations |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SA516370766B1 true SA516370766B1 (ar) | 2017-08-08 |
Family
ID=51660669
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SA516370766A SA516370766B1 (ar) | 2013-09-20 | 2016-03-17 | مواد مركبة للاستخدام في عمليات التحفيز والتحكم بالرمال |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9562188B2 (ar) |
EP (1) | EP3046991B1 (ar) |
CN (1) | CN105555909B (ar) |
AU (1) | AU2014321302B2 (ar) |
BR (1) | BR112016005841B1 (ar) |
CA (2) | CA3009048A1 (ar) |
MX (1) | MX2016002656A (ar) |
NZ (1) | NZ716773A (ar) |
RU (1) | RU2670802C9 (ar) |
SA (1) | SA516370766B1 (ar) |
WO (1) | WO2015042486A1 (ar) |
Families Citing this family (50)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9112003B2 (en) | 2011-12-09 | 2015-08-18 | Asm International N.V. | Selective formation of metallic films on metallic surfaces |
BR112016005454B1 (pt) | 2013-09-20 | 2022-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Método para tratar um poço que penetra em uma formação subterrânea |
US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
CA2920687C (en) | 2013-09-20 | 2018-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
AU2014321304B2 (en) | 2013-09-20 | 2018-01-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
CA2922692C (en) | 2013-09-20 | 2018-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
US10308868B2 (en) * | 2014-01-02 | 2019-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Generating and enhancing microfracture conductivity |
US9895715B2 (en) | 2014-02-04 | 2018-02-20 | Asm Ip Holding B.V. | Selective deposition of metals, metal oxides, and dielectrics |
US20150252656A1 (en) | 2014-03-05 | 2015-09-10 | Aculon, Inc. | Methods For Recovering Hydrocarbon Materials From Subterranean Formations |
US9771782B2 (en) | 2014-03-28 | 2017-09-26 | Orin Technologies, Llc | Method of chemically delaying peroxygen based viscosity reduction reactions |
US10047435B2 (en) | 2014-04-16 | 2018-08-14 | Asm Ip Holding B.V. | Dual selective deposition |
US9490145B2 (en) | 2015-02-23 | 2016-11-08 | Asm Ip Holding B.V. | Removal of surface passivation |
WO2017004177A1 (en) | 2015-06-30 | 2017-01-05 | Ecolab Usa Inc. | Metal silicate and organic deposit inhibitor/dispersant for thermal recovery operations of hydrocarbon fuels |
US10428421B2 (en) | 2015-08-03 | 2019-10-01 | Asm Ip Holding B.V. | Selective deposition on metal or metallic surfaces relative to dielectric surfaces |
US10121699B2 (en) | 2015-08-05 | 2018-11-06 | Asm Ip Holding B.V. | Selective deposition of aluminum and nitrogen containing material |
CA2986236A1 (en) * | 2015-08-05 | 2017-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dust control in oil field applications |
US10566185B2 (en) | 2015-08-05 | 2020-02-18 | Asm Ip Holding B.V. | Selective deposition of aluminum and nitrogen containing material |
US10035949B2 (en) * | 2015-08-18 | 2018-07-31 | Ecolab Usa Inc. | Fluoro-inorganics for well cleaning and rejuvenation |
US10814349B2 (en) | 2015-10-09 | 2020-10-27 | Asm Ip Holding B.V. | Vapor phase deposition of organic films |
US10695794B2 (en) | 2015-10-09 | 2020-06-30 | Asm Ip Holding B.V. | Vapor phase deposition of organic films |
US11081342B2 (en) * | 2016-05-05 | 2021-08-03 | Asm Ip Holding B.V. | Selective deposition using hydrophobic precursors |
US10453701B2 (en) | 2016-06-01 | 2019-10-22 | Asm Ip Holding B.V. | Deposition of organic films |
US10373820B2 (en) | 2016-06-01 | 2019-08-06 | Asm Ip Holding B.V. | Deposition of organic films |
US9803277B1 (en) | 2016-06-08 | 2017-10-31 | Asm Ip Holding B.V. | Reaction chamber passivation and selective deposition of metallic films |
CA3026768A1 (en) | 2016-07-08 | 2018-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lightweight micro-proppant |
US11430656B2 (en) | 2016-11-29 | 2022-08-30 | Asm Ip Holding B.V. | Deposition of oxide thin films |
JP7169072B2 (ja) | 2017-02-14 | 2022-11-10 | エーエスエム アイピー ホールディング ビー.ブイ. | 選択的パッシベーションおよび選択的堆積 |
US11501965B2 (en) | 2017-05-05 | 2022-11-15 | Asm Ip Holding B.V. | Plasma enhanced deposition processes for controlled formation of metal oxide thin films |
US11170993B2 (en) | 2017-05-16 | 2021-11-09 | Asm Ip Holding B.V. | Selective PEALD of oxide on dielectric |
US10900120B2 (en) | 2017-07-14 | 2021-01-26 | Asm Ip Holding B.V. | Passivation against vapor deposition |
WO2019104018A1 (en) | 2017-11-21 | 2019-05-31 | 3M Innovative Properties Company | Particles, compositions including particles, and methods for making and using the same |
WO2019199289A1 (en) | 2018-04-10 | 2019-10-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of altering the wettability of surfaces to enhance hydrocarbon production |
JP7146690B2 (ja) | 2018-05-02 | 2022-10-04 | エーエスエム アイピー ホールディング ビー.ブイ. | 堆積および除去を使用した選択的層形成 |
CN108659226B (zh) * | 2018-06-01 | 2021-03-16 | 湖北新海鸿化工有限公司 | 一种正丁基封端聚双苯基甲基硅氮烷的制备方法及其应用 |
CN112639048A (zh) | 2018-09-04 | 2021-04-09 | 沙特阿拉伯石油公司 | 合成官能化添加剂、合成的方法和使用的方法 |
KR20210058891A (ko) * | 2018-09-13 | 2021-05-24 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 대전된 복합 재료, 합성 방법, 및 사용 방법 |
JP2020056104A (ja) | 2018-10-02 | 2020-04-09 | エーエスエム アイピー ホールディング ビー.ブイ. | 選択的パッシベーションおよび選択的堆積 |
WO2020096589A1 (en) | 2018-11-07 | 2020-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for controlling migration of particulates |
US11155751B2 (en) | 2019-01-22 | 2021-10-26 | Baker Hughes Holdings Llc | Method of treating subterranean formations with composites having enhanced strength |
US11180691B2 (en) | 2019-01-22 | 2021-11-23 | Baker Hughes Holdings Llc | Use of composites having coating of reaction product of silicates and polyacrylic acid |
US11965238B2 (en) | 2019-04-12 | 2024-04-23 | Asm Ip Holding B.V. | Selective deposition of metal oxides on metal surfaces |
CN110423603A (zh) * | 2019-06-25 | 2019-11-08 | 中国石油大学(北京) | 一种覆膜自清洁支撑剂及其制备方法和应用 |
US11396625B2 (en) | 2019-09-17 | 2022-07-26 | Saudi Arabian Oil Company | Coated proppant and methods of making and use thereof |
US11139163B2 (en) | 2019-10-31 | 2021-10-05 | Asm Ip Holding B.V. | Selective deposition of SiOC thin films |
US11999900B2 (en) * | 2019-12-16 | 2024-06-04 | Championx Llc | Surface-modified nanoparticle compositions and related applications in subterranean hydrocarbon recovery |
TW202204658A (zh) | 2020-03-30 | 2022-02-01 | 荷蘭商Asm Ip私人控股有限公司 | 在兩不同表面上同時選擇性沉積兩不同材料 |
TW202140832A (zh) | 2020-03-30 | 2021-11-01 | 荷蘭商Asm Ip私人控股有限公司 | 氧化矽在金屬表面上之選擇性沉積 |
TW202140833A (zh) | 2020-03-30 | 2021-11-01 | 荷蘭商Asm Ip私人控股有限公司 | 相對於金屬表面在介電表面上之氧化矽的選擇性沉積 |
CN115678525B (zh) * | 2021-07-28 | 2023-12-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 固砂剂及其制备方法与应用 |
WO2023080909A1 (en) * | 2021-11-05 | 2023-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carbon-swellable sealing element |
Family Cites Families (200)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3285339A (en) | 1966-01-18 | 1966-11-15 | Continental Oil Co | Method for consolidating incompetent earth formations |
US3593796A (en) | 1969-06-27 | 1971-07-20 | Shell Oil Co | Method of controlling fine sand particles within a relatively consolidated sand formation |
US4042032A (en) | 1973-06-07 | 1977-08-16 | Halliburton Company | Methods of consolidating incompetent subterranean formations using aqueous treating solutions |
US4074536A (en) | 1976-08-02 | 1978-02-21 | Halliburton Company | Oil well consolidation treating |
US4366072A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
US4366074A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
US4366071A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
CA1103008A (en) | 1976-08-13 | 1981-06-16 | Homer C. Mclaughlin | Treatment of clay formations with organic polycationic polymers |
US4366073A (en) | 1976-08-13 | 1982-12-28 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
US4374739A (en) | 1976-08-13 | 1983-02-22 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
US4231428A (en) | 1978-12-04 | 1980-11-04 | Phillips Petroleum Company | Well treatment method |
US4460483A (en) | 1981-10-09 | 1984-07-17 | Halliburton Company | Methods and hydrocarbon base treating fluids for stabilizing water sensitive clay containing formations |
US4498538A (en) | 1983-06-21 | 1985-02-12 | Union Oil Company Of California | Method for maintaining the permeability of fines-containing formations |
US4580633A (en) | 1983-12-21 | 1986-04-08 | Union Oil Company Of California | Increasing the flow of fluids through a permeable formation |
US4585064A (en) | 1984-07-02 | 1986-04-29 | Graham John W | High strength particulates |
US4536304A (en) | 1984-09-21 | 1985-08-20 | Halliburton Company | Methods of minimizing fines migration in subterranean formations |
US4536305A (en) | 1984-09-21 | 1985-08-20 | Halliburton Company | Methods for stabilizing swelling clays or migrating fines in subterranean formations |
US4713203A (en) | 1985-05-23 | 1987-12-15 | Comalco Aluminium Limited | Bauxite proppant |
US4646835A (en) | 1985-06-28 | 1987-03-03 | Union Oil Company Of California | Acidizing method |
US4787453A (en) | 1986-10-30 | 1988-11-29 | Union Oil Company Of California | Permeability stabilization in subterranean formations containing particulate matter |
US5730922A (en) | 1990-12-10 | 1998-03-24 | The Dow Chemical Company | Resin transfer molding process for composites |
DE69129145T2 (de) | 1990-12-25 | 1998-07-16 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Transparentes Substrat mit aufgebrachtem monomolekularem Film und Verfahren zu seiner Herstellung |
US5111886A (en) | 1991-05-07 | 1992-05-12 | Union Oil Company Of California | Crosslinked hydroxyethylcellulose and its uses |
DE69329536T2 (de) | 1992-03-02 | 2001-06-07 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Chemisch adsorbierter Film und Verfahren zur Herstellung desselben |
US5406085A (en) | 1993-07-07 | 1995-04-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Apparatus and method for rapid and nondestructive determination of lattice defects in semiconductor materials |
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 |
US5501274A (en) | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US5582249A (en) | 1995-08-02 | 1996-12-10 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
US6047772A (en) | 1995-03-29 | 2000-04-11 | 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 |
US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
US5883300A (en) | 1996-01-03 | 1999-03-16 | Johnson; Addison | System and method for containing fluid leaks and overflows from appliances |
US5735349A (en) | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
US7815963B2 (en) | 1996-10-17 | 2010-10-19 | The Trustees Of Princeton University | Enhanced bonding layers on titanium materials |
US6146767A (en) | 1996-10-17 | 2000-11-14 | The Trustees Of Princeton University | Self-assembled organic monolayers |
US5958578A (en) | 1996-11-04 | 1999-09-28 | The Boeing Company | Hybrid laminate having improved metal-to-resin adhesion |
US6772838B2 (en) | 1996-11-27 | 2004-08-10 | Bj Services Company | Lightweight particulate materials and uses therefor |
US6364018B1 (en) | 1996-11-27 | 2002-04-02 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for well treating |
US6749025B1 (en) | 1996-11-27 | 2004-06-15 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for sand control |
US6330916B1 (en) | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
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 |
TW460420B (en) | 1997-01-31 | 2001-10-21 | Nalco Chemical Co | Utility of water-soluble polymers having pendant derivatized amide functionalities for scale control |
US5853049A (en) | 1997-02-26 | 1998-12-29 | Keller; Carl E. | Horizontal drilling method and apparatus |
US5921317A (en) | 1997-08-14 | 1999-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coating well proppant with hardenable resin-fiber composites |
US6066403A (en) | 1997-12-15 | 2000-05-23 | Kansas State University Research Foundation | Metals having phosphate protective films |
US7328744B2 (en) | 2001-02-23 | 2008-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
AU2001289859A1 (en) | 2000-09-05 | 2002-03-22 | Zeptosens Ag | Method for precipitating mono and multiple layers of organophosphoric and organophosphonic acids and the salts thereof in addition to use thereof |
WO2002054143A1 (en) | 2000-12-29 | 2002-07-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Radiation detector using polymer-dispersed liquid crystal cell |
US7166851B2 (en) | 2000-12-29 | 2007-01-23 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Semiconductor chip-based radiation detector |
US6586483B2 (en) | 2001-01-08 | 2003-07-01 | 3M Innovative Properties Company | Foam including surface-modified nanoparticles |
US6544934B2 (en) | 2001-02-23 | 2003-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
US6444318B1 (en) | 2001-07-17 | 2002-09-03 | Surmodics, Inc. | Self assembling monolayer compositions |
US6689854B2 (en) | 2001-08-23 | 2004-02-10 | 3M Innovative Properties Company | Water and oil repellent masonry treatments |
US7901939B2 (en) | 2002-05-09 | 2011-03-08 | University Of Chicago | Method for performing crystallization and reactions in pressure-driven fluid plugs |
US20120097194A1 (en) | 2002-09-09 | 2012-04-26 | Reactive Surfaces, Ltd. | Polymeric Coatings Incorporating Bioactive Enzymes for Catalytic Function |
US20040177957A1 (en) | 2003-03-10 | 2004-09-16 | Kalfayan Leonard J. | Organosilicon containing compositions for enhancing hydrocarbon production and method of using the same |
KR100560659B1 (ko) | 2003-03-21 | 2006-03-16 | 삼성전자주식회사 | 상변화 기억 소자 및 그 제조 방법 |
US7204311B2 (en) | 2003-08-27 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US7040403B2 (en) | 2003-08-27 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
US7198681B2 (en) | 2003-10-23 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for removing resin coatings |
US7063150B2 (en) | 2003-11-25 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for preparing slurries of coated particulates |
US7452417B2 (en) | 2004-01-29 | 2008-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole servicing compositions having high thermal conductivities and methods of using the same |
US7063151B2 (en) | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
US7281150B1 (en) | 2004-03-26 | 2007-10-09 | Emc Corporation | Methods and apparatus for controlling operation of a data storage system |
MXPA06011762A (es) | 2004-04-12 | 2007-04-13 | Carbo Ceramics Inc | Revestimiento y/o tratamiento de agentes de apoyo para la facturacion hidraulica para mejorar la humectabilidad, la lubricacion de agentes de apoyo y/o para la reduccion del dano por fluidos fracturantes y fluidos de deposito. |
US7534745B2 (en) | 2004-05-05 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture |
US7550413B2 (en) | 2004-05-13 | 2009-06-23 | Baker Hughes Incorporated | Fluid loss control agents for viscoelastic surfactant fluids |
EP1766185B1 (en) | 2004-05-13 | 2009-10-21 | Baker Hughes Incorporated | System stabilizers and performance enhancers for aqueous fluids gelled with viscoelastic surfactants |
US9556376B2 (en) | 2004-05-13 | 2017-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Solids suspension with nanoparticle-associated viscoelastic surfactant micellar fluids |
US7723272B2 (en) | 2007-02-26 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for fracturing subterranean formations |
US7255920B2 (en) | 2004-07-29 | 2007-08-14 | 3M Innovative Properties Company | (Meth)acrylate block copolymer pressure sensitive adhesives |
US20060065396A1 (en) | 2004-08-13 | 2006-03-30 | Dawson Jeffrey C | Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use |
US7299869B2 (en) | 2004-09-03 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications |
US7281580B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
US8227026B2 (en) | 2004-09-20 | 2012-07-24 | Momentive Specialty Chemicals Inc. | Particles for use as proppants or in gravel packs, methods for making and using the same |
US7625674B2 (en) | 2004-10-04 | 2009-12-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Switchable holographic gratings |
DK1797281T3 (da) | 2004-10-04 | 2014-02-10 | Momentive Specialty Chemicals Res Belgium | Fremgangsmåde til at estimere et bruds geometri, såvel som sammensætninger og artikler anvendt dertil |
US7163060B2 (en) | 2004-11-09 | 2007-01-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Difunctional phosphorus-based gelling agents and gelled nonaqueous treatment fluids and associated methods |
GB2421038B (en) * | 2004-11-23 | 2006-11-01 | Mi Llc | Emulsifier-free wellbore fluid |
US7268100B2 (en) | 2004-11-29 | 2007-09-11 | Clearwater International, Llc | Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
US7325608B2 (en) | 2004-12-01 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US7281581B2 (en) | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
GB2422839B (en) | 2005-01-11 | 2009-06-24 | Schlumberger Holdings | Degradable polymers for wellbore fluids and processes |
US7691478B2 (en) | 2005-01-27 | 2010-04-06 | Aculon, Inc. | Thin films |
CN101115906B (zh) | 2005-02-04 | 2013-09-04 | 烷材料股份有限公司 | 制备支撑剂的组合物及方法 |
GB2439248A (en) | 2005-03-07 | 2007-12-19 | Baker Hughes Inc | Use of coated proppant to minimize abrasive erosion in high rate fracturing operations |
US7363978B2 (en) * | 2005-05-20 | 2008-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using reactive surfactants in subterranean operations |
US20060260808A1 (en) | 2005-05-20 | 2006-11-23 | Weaver Jim D | Methods of treating particulates and use in subterranean formations |
US7500519B2 (en) | 2005-05-20 | 2009-03-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying fracture faces and other surfaces in subterranean formations |
US20060272816A1 (en) | 2005-06-02 | 2006-12-07 | Willberg Dean M | Proppants Useful for Prevention of Scale Deposition |
US7258170B2 (en) | 2005-06-16 | 2007-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for remediating subterranean formations |
US20070039732A1 (en) | 2005-08-18 | 2007-02-22 | Bj Services Company | Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flood intervention |
EP1955227A2 (en) | 2005-09-07 | 2008-08-13 | Board of Regents, The University of Texas System | Methods of using and analyzing biological sequence data |
US20070079965A1 (en) | 2005-10-06 | 2007-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing aqueous fluid recovery form subterranean formations |
JP5456318B2 (ja) | 2005-10-24 | 2014-03-26 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 液体流の水素化処理による閉塞性組成物の除去方法 |
US20070092673A1 (en) | 2005-10-24 | 2007-04-26 | Bruner Eric L | Chemical wipes |
WO2007050501A2 (en) | 2005-10-24 | 2007-05-03 | Aculon, Inc. | Polymeric organometallic films |
US7461697B2 (en) | 2005-11-21 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of modifying particulate surfaces to affect acidic sites thereon |
US7397072B2 (en) | 2005-12-01 | 2008-07-08 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Structure for and method of using a four terminal hybrid silicon/organic field effect sensor device |
US7392847B2 (en) | 2005-12-09 | 2008-07-01 | Clearwater International, Llc | Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same |
US8946130B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
US8871694B2 (en) | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
US8950493B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
US7350579B2 (en) | 2005-12-09 | 2008-04-01 | Clearwater International Llc | Sand aggregating reagents, modified sands, and methods for making and using same |
US7845409B2 (en) | 2005-12-28 | 2010-12-07 | 3M Innovative Properties Company | Low density proppant particles and use thereof |
US8084401B2 (en) | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
US7931087B2 (en) * | 2006-03-08 | 2011-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using lightweight polyamide particulates |
US7825269B2 (en) | 2006-03-08 | 2010-11-02 | Board Of Regents, University Of Texas System | Ligands for nematode nuclear receptors and uses thereof |
US20090011222A1 (en) | 2006-03-27 | 2009-01-08 | Georgia Tech Research Corporation | Superhydrophobic surface and method for forming same |
US7772162B2 (en) | 2006-03-27 | 2010-08-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells |
US7691789B2 (en) | 2006-03-31 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Self-cleaning well control fluid |
US8567504B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
WO2008025005A2 (en) | 2006-08-24 | 2008-02-28 | Baylor College Of Medicine | Method of measuring propulsion in lymphatic structures |
WO2008024475A2 (en) | 2006-08-24 | 2008-02-28 | Aculon, Inc. | Optical articles with thin hydrophobic layers |
WO2008060583A2 (en) | 2006-11-15 | 2008-05-22 | Aculon, Inc. | Organometallic films, methods for applying organometallic films to substrates and substrates coated with such films |
US7740940B2 (en) | 2006-11-15 | 2010-06-22 | Aculon, Inc. | Coated substrates, organometallic films and methods for applying organometallic films to substrates |
US7631697B2 (en) | 2006-11-29 | 2009-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus comprising swellable elastomers having nanosensors therein and methods of using same in oilfield application |
US8763699B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US20110275947A1 (en) | 2007-01-04 | 2011-11-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Cardiovascular power source for automatic implantable cardioverter defibrillators |
US7918281B2 (en) | 2007-03-06 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition |
US8056630B2 (en) | 2007-03-21 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Methods of using viscoelastic surfactant gelled fluids to pre-saturate underground formations |
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 |
RU2009138852A (ru) | 2007-03-23 | 2011-04-27 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us) | Способ обработки трещиноватой формации |
WO2008118240A1 (en) | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method and system for treating hydrocarbon formations |
WO2008118241A1 (en) | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for treating a water blocked well |
US8403050B2 (en) | 2007-03-23 | 2013-03-26 | 3M Innovative Properties Company | Method for treating a hydrocarbon-bearing formation with a fluid followed by a nonionic fluorinated polymeric surfactant |
EP2132240A4 (en) | 2007-03-23 | 2010-03-10 | Univ Texas | COMPOSITIONS AND METHOD FOR TREATING A WATER BLOCKED DRILL OXIDE |
US20080236842A1 (en) | 2007-03-27 | 2008-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole oilfield apparatus comprising a diamond-like carbon coating and methods of use |
WO2008123958A2 (en) | 2007-04-04 | 2008-10-16 | Aculon, Inc. | Inorganic substrates with hydrophobic surface layers |
US8236738B2 (en) * | 2007-04-26 | 2012-08-07 | Trican Well Service Ltd | Control of particulate entrainment by fluids |
US9226731B2 (en) | 2007-05-21 | 2016-01-05 | The Board Of Regents Of The University Of Texas System | Optically guided needle biopsy system using multi-modal spectroscopy in combination with a transrectal ultrasound probe |
WO2009008993A2 (en) | 2007-07-06 | 2009-01-15 | Aculon, Inc. | Silcon-transition metal reaction products for coating substrates |
WO2009012455A1 (en) | 2007-07-18 | 2009-01-22 | Oxane Materials, Inc. | Proppants with carbide and/or nitride phases |
WO2009014821A2 (en) | 2007-07-20 | 2009-01-29 | Rhodia Inc. | Method for recovering crude oil from a subterranean formation |
US7886822B2 (en) | 2007-07-27 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for acid fracturing with scale inhibitor protection |
US8276664B2 (en) | 2007-08-13 | 2012-10-02 | Baker Hughes Incorporated | Well treatment operations using spherical cellulosic particulates |
US7781381B2 (en) | 2007-09-18 | 2010-08-24 | Bj Services Company Llc | Method for controlling inorganic fluoride scales |
US20120325485A1 (en) | 2007-09-18 | 2012-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing inorganic scales |
CN101970794B (zh) | 2007-11-30 | 2014-02-19 | 德克萨斯州立大学董事会 | 用于提高产油井产率的方法 |
US8596361B2 (en) | 2007-12-14 | 2013-12-03 | 3M Innovative Properties Company | Proppants and uses thereof |
WO2009085904A1 (en) | 2007-12-21 | 2009-07-09 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions |
BRPI0821284A2 (pt) | 2007-12-21 | 2015-06-16 | 3M Innovative Properties Co | Composições de polimero fluorado e métodos para tratamento de formações contendo hidrocarbonetos com o uso destas composições |
EP2262870B1 (en) | 2008-02-29 | 2019-01-02 | TUCC Technology, LLC | Methods, systems, and compositions for the controlled crosslinking of well servicing fluids |
US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
WO2009137285A1 (en) | 2008-05-05 | 2009-11-12 | 3M Innovative Properties Company | Methods for treating hydrocarbon-bearing formations having brine |
US8853135B2 (en) | 2008-05-07 | 2014-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating wellbore in a subterranean formation with high density brines and complexed metal crosslinkers |
WO2010133175A1 (zh) | 2009-05-21 | 2010-11-25 | 北京仁创科技集团有限公司 | 采油用覆膜颗粒及采油方法 |
CN101586024A (zh) | 2008-05-21 | 2009-11-25 | 北京仁创科技集团有限公司 | 采油用覆膜颗粒、压裂支撑剂及采油方法 |
EP2300555A4 (en) | 2008-06-02 | 2012-01-04 | Univ Texas | METHOD FOR TREATING CARBON WATER INFORMATION WITH FLUORINATED EPOXIDES |
MX2010013166A (es) | 2008-06-02 | 2011-04-26 | Univ Texas | Metodos para tratar una formacion hidrocarburifera, una perforacion de pozo petrolifero y particulas. |
CA2728013A1 (en) | 2008-06-18 | 2009-12-23 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Maintaining shale stability by pore plugging |
US8178004B2 (en) | 2008-06-27 | 2012-05-15 | Aculon, Inc. | Compositions for providing hydrophobic layers to metallic substrates |
CN102159602B (zh) | 2008-07-18 | 2016-03-23 | 3M创新有限公司 | 阳离子氟化聚合物组合物以及用其处理含烃地层的方法 |
US8307897B2 (en) | 2008-10-10 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geochemical control of fracturing fluids |
CA2738978C (en) | 2008-10-10 | 2013-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Prevention of water intrusion into particulates |
CA2738804A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Circulated heated transfer fluid heating of subsurface hydrocarbon formations |
WO2010080353A2 (en) | 2008-12-18 | 2010-07-15 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated phosphate and phosphonate compositions |
US8629089B2 (en) | 2008-12-18 | 2014-01-14 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ether compositions |
US8813842B2 (en) | 2008-12-23 | 2014-08-26 | 3M Innovative Properties Company | Particles comprising blocked isocyanate resin and method of modifying a wellbore using the same |
US20100167965A1 (en) * | 2008-12-26 | 2010-07-01 | Bp Corporation North America Inc. | Amphiphobic Proppant |
US7921911B2 (en) | 2008-12-30 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Surface-modifying agents for wettability modification |
WO2010085319A1 (en) | 2009-01-22 | 2010-07-29 | Aculon, Inc. | Lead frames with improved adhesion to plastic encapsulant |
GB2479110A (en) | 2009-02-13 | 2011-09-28 | Shell Int Research | Aqueous displacement fluid injection for enhancing oil recovery from a limestone or dolomite formation |
US8466094B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-06-18 | Clearwater International, Llc | Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same |
GB2481773B (en) | 2009-07-09 | 2012-04-18 | Titan Global Oil Services Inc | Compositions and processes for fracturing subterranean formations |
CN102482568B (zh) | 2009-07-09 | 2013-08-14 | 3M创新有限公司 | 用氟化两性化合物处理碳酸盐含烃地层的方法 |
US8420576B2 (en) * | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
AU2010303149B2 (en) | 2009-09-30 | 2016-08-04 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Combination immunotherapy for the treatment of cancer |
US8201630B2 (en) | 2009-10-29 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using hydrocarbon gelling agents as self-diverting scale inhibitors |
IN2012DN05062A (ar) | 2009-12-22 | 2015-10-09 | Oxane Materials Inc | |
AU2010336912B2 (en) | 2009-12-31 | 2013-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc | Ceramic particles with controlled pore and/or microsphere placement and/or size and method of making same |
CA2820892C (en) | 2010-02-12 | 2019-12-03 | Rhodia Operations | Compositions with freeze thaw stability |
WO2011116006A2 (en) | 2010-03-15 | 2011-09-22 | The Regents Of The University Of California | A rapid method to measure cyanide in biological samples |
US8584757B2 (en) | 2010-04-21 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for treating fluids before injection into subterranean zones |
US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
EP2619154A4 (en) | 2010-09-21 | 2015-11-25 | Oxane Materials Inc | LIGHT SUPPORT OF IMPROVED STRENGTH AND METHOD FOR THE PRODUCTION THEREOF |
US8276663B2 (en) | 2010-09-28 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods for reducing biological load in subterranean formations |
US9102867B2 (en) | 2010-12-08 | 2015-08-11 | Joseph Buford PARSE | Single component neutrally buoyant proppant |
CA2764306A1 (en) | 2011-01-14 | 2012-07-14 | Gasfrac Energy Services Inc. | Methods of treating a subterranean formation containing hydrocarbons |
US20120241156A1 (en) | 2011-03-23 | 2012-09-27 | Sumitra Mukhopadhyay | Selective fluid with anchoring agent for water control |
US8883695B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particulate materials coated with a relative permeability modifier and methods for treating subterranean formations using treatment fluids containing the same |
US20120285690A1 (en) | 2011-05-12 | 2012-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-Stage Methods and Compositions for Desensitizing Subterranean Formations Faces |
US8757261B2 (en) | 2011-05-12 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for clay control |
US9102860B2 (en) | 2011-06-16 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent |
US20130037161A1 (en) | 2011-08-11 | 2013-02-14 | Aculon, Inc. | Treating fluidic channels |
US20140014586A1 (en) | 2012-04-19 | 2014-01-16 | Soane Energy, Llc | Treatment of wastewater |
US20130284518A1 (en) | 2012-04-27 | 2013-10-31 | 3M Innovative Properties Company | Method of using multi-component fibers as lost-circulation material |
WO2013169779A1 (en) | 2012-05-07 | 2013-11-14 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Synergistic mixtures of ionic liquids with other ionic liquids and/or with ashless thiophosphates for antiwear and/or friction reduction applications |
US9331352B2 (en) | 2012-07-20 | 2016-05-03 | The Board Of Regents Of The University Of Texas System | Sulfonated perfluorocyclopentenyl polymers and uses thereof |
WO2014055158A1 (en) | 2012-10-04 | 2014-04-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Salt-tolerant anionic surfactant compositions for enhanced oil recovery (eor) applications |
CN103013467B (zh) | 2012-12-22 | 2013-09-25 | 中国石油大学(华东) | 一种无粘土单向封堵钻井液 |
US10267134B2 (en) * | 2013-01-04 | 2019-04-23 | Carbo Ceramics Inc. | Methods and systems for determining subterranean fracture closure |
US9206345B2 (en) | 2013-02-12 | 2015-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
BR112016005454B1 (pt) | 2013-09-20 | 2022-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Método para tratar um poço que penetra em uma formação subterrânea |
AU2014321304B2 (en) | 2013-09-20 | 2018-01-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
CA2922692C (en) | 2013-09-20 | 2018-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
CA2920687C (en) | 2013-09-20 | 2018-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
-
2014
- 2014-09-19 CA CA3009048A patent/CA3009048A1/en not_active Abandoned
- 2014-09-19 AU AU2014321302A patent/AU2014321302B2/en not_active Ceased
- 2014-09-19 RU RU2016115074A patent/RU2670802C9/ru active
- 2014-09-19 BR BR112016005841-0A patent/BR112016005841B1/pt active IP Right Grant
- 2014-09-19 WO PCT/US2014/056686 patent/WO2015042486A1/en active Application Filing
- 2014-09-19 EP EP14781004.8A patent/EP3046991B1/en active Active
- 2014-09-19 CN CN201480051438.0A patent/CN105555909B/zh active Active
- 2014-09-19 NZ NZ716773A patent/NZ716773A/en not_active IP Right Cessation
- 2014-09-19 US US14/491,944 patent/US9562188B2/en active Active
- 2014-09-19 CA CA2922688A patent/CA2922688C/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-09-19 MX MX2016002656A patent/MX2016002656A/es unknown
-
2016
- 2016-03-17 SA SA516370766A patent/SA516370766B1/ar unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA3009048A1 (en) | 2015-03-26 |
US9562188B2 (en) | 2017-02-07 |
BR112016005841B1 (pt) | 2022-02-08 |
RU2016115074A (ru) | 2017-10-25 |
RU2670802C2 (ru) | 2018-10-25 |
WO2015042486A1 (en) | 2015-03-26 |
EP3046991B1 (en) | 2019-10-30 |
MX2016002656A (es) | 2016-06-06 |
NZ716773A (en) | 2020-06-26 |
EP3046991A1 (en) | 2016-07-27 |
CA2922688A1 (en) | 2015-03-26 |
CN105555909B (zh) | 2019-03-12 |
RU2670802C9 (ru) | 2018-11-26 |
CN105555909A (zh) | 2016-05-04 |
BR112016005841A2 (ar) | 2017-08-01 |
AU2014321302B2 (en) | 2017-12-07 |
AU2014321302A1 (en) | 2016-03-03 |
US20150083415A1 (en) | 2015-03-26 |
CA2922688C (en) | 2018-10-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SA516370766B1 (ar) | مواد مركبة للاستخدام في عمليات التحفيز والتحكم بالرمال | |
Elsharafi et al. | Effect of weak preformed particle gel on unswept oil zones/areas during conformance control treatments | |
US8726991B2 (en) | Circulated degradable material assisted diversion | |
US8074715B2 (en) | Methods of setting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries | |
US20150060069A1 (en) | Swellable ball sealers | |
WO2007066254A2 (en) | Degradable material assisted diversion or isolation | |
NO345759B1 (no) | Avledning ved hjelp av nedbrytbart materiale | |
SA518390988B1 (ar) | تعزيز الشكل الهندسي لشبكات صدوع معقدة في تكوينات جوفية | |
SA516370757B1 (ar) | مركبات تحتوي على فسفور عضوي لاستخدامها في عمليات معالجة بئر | |
Mishra et al. | Chemical sand consolidation: an overview | |
US20200362233A1 (en) | Compositions of, and methods for making, lightweight proppant particles | |
US9862876B2 (en) | Methods and compositions of treating subterranean formations with a novel resin system | |
Saghandali et al. | A review on chemical sand production control techniques in oil reservoirs | |
AU2013371426B2 (en) | Single component resin systems and methods relating thereto | |
Ivan et al. | Making a case for rethinking lost circulation treatments in induced fractures | |
Safaei et al. | Chemical treatment for sand production control: a review of materials, methods, and field operations | |
US9644135B2 (en) | Delayed curing silane-based curable resin system | |
US10316240B2 (en) | Acidizing with silane treatment to control fines migration in a well | |
Dalrymple et al. | Shallow penetration particle-gel system for water and gas shutoff applications | |
Salah et al. | A newly developed aqueous-based consolidation resin controls proppant flowback and aids in maintaining production rates in fracture-stimulated wells | |
Mahardhini et al. | Chemical sand consolidation as a failed gravel pack sand-control remediation on handil field, Indonesia | |
Tong et al. | Multistage Cementless Acid Fracturing in Sidetracking Slim Hole using Innovative Packers with Anti–Corrosive Thermo–Plastic Vulcanizates | |
Vasquez et al. | Shallow Penetration Particle-Gel System for Water and Gas Shutoff Applications | |
Nguyen et al. | Effectively Controlling Proppant Flowback to Maximize Well Production: Lessons Learned from Argentina | |
Fazal et al. | Reinforced Temperature Activated Polymer Plug Completely Isolates Naturally Fractured Water Producing Sandstone in a High Temperature Environment |